Los Cinco Fluidos Del Yacimiento

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LOS CINCO FLUIDOS DEL YACIMIENTO

DIAGRAMAS DE FASES MULTICOMPONENTES

Ya hemos visto diagramas de 2 y 3 componentes. Los yacimientos petrolíferos tienen muchos componentes. Dependiendo de la presión y temperatura del yacimiento tendremos diferentes tipos de “fluidos del yacimiento”. Estos los podemos agrupar en cinco tipos: Petróleo negro Petróleo volátil Gas retrógrado Gas húmedo Gas Seco

El ingeniero de yacimientos debe determinar muy temprano en la vida del yacimiento de cual tipo se trata, ya que decisiones que afectan la vida futura del yacimiento (explotación), dependen del tipo de fluido presente en el yacimiento. Algunas de estas decisiones:

1. Muestreo (cuando y donde)

2. Tamaño y tipo de equipos de superficie

3. Procedimiento de cálculo para determinar POES y GOES 4. Predicción de las reservas de petróleo y gas

5. Plan de agotamiento

6. Selección de métodos de recuperación secundaria y/o recuperación mejorada.

Identificación del tipo de fluido

Sólo puede ser confirmada por estudios de laboratorio. Sin embargo, algunas “reglas

prácticas” se pueden establecer para cada uno de los cinco tipos. Para ello usamos las

propiedades que se miden u observan en el campo:

1. Relación Gas Petróleo inicial (el más importante) 2. Gravedad API del líquido en el tanque

3. Color del líquido en el tanque (No es muy buen indicador)

Las propiedades en 2 y 3 se pueden usar para confirmar la selección basada en 1.

Si los 3 indicadores no caen en el rango de la “regla práctica”, se debe ir a ensayos de laboratorio.

Lo que vamos a estudiar no tiene nada que ver con las definiciones que puedan dar

“cuerpos estatales” p.e. MEM, OPEP, etc. Estas definiciones son a veces contradictorias

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PETROLEOS NEGROS

Contienen hidrocarburos pesados, no volátiles. Estudiemos el diagrama de fase típico, el cual se muestra en la Figura 1.

FIGURA 1- Diagrama De Fase Típico De Un Petróleo Negro, Mostrando Una Línea Isoterma De Reducción De Presión, Y Las Condiciones De Separación En La Superficie.

 Obsérvese que cubre un amplio rango de temperaturas  El punto crítico está bien a la derecha del diagrama Analicemos ahora varias posibilidades que se pueden presentar en las condiciones iniciales del yacimiento:

Si la presión y temperatura iniciales lo sitúan en el punto 1 del diagrama de fases, en el yacimiento originalmente no hay gas. Se dice que está “bajo saturado”, “sub-saturado” o

“no saturado”: aquí el sentido es que el petróleo podría haber disuelto más gas, si éste

hubiera estado presente al formarse el yacimiento.

Punto Crìtico

Presiòn,

lpca

50

Temperatura, °F

Presiòn,

lpca

50

Temperatura, °F

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Si la presión y temperatura iniciales del yacimiento lo sitúan en el punto 2 del diagrama de fases (punto de burbujeo), se dice que el yacimiento está “saturado”: el petróleo contiene justo la cantidad de gas que podía disolver. Cualquier reducción de presión en el yacimiento hará que se libere gas, el cual formará luego una fase de gas libre en el yacimiento.

A medida que la presión cae sobre la línea 23, se libera más gas en el yacimiento. El volumen de gas presente sería 100 – el porcentaje de líquido. Debemos tener claro que en todo el camino 23 el petróleo siempre está saturado, en el sentido que contiene el gas que puede contener. El punto de burbujeo es un caso particular de saturación, correspondiente a la liberación de la primera burbuja de gas. Desafortunadamente se usa la palabra

“saturado” para referirse a las condiciones del punto de burbujeo.

Cuando el petróleo se mueve desde el yacimiento hasta la superficie, se libera más gas. Esto causa una disminución del volumen del líquido (petróleo). No obstante, las condiciones de separación en la superficie están dentro de la envolvente bifásica, lo cual asegura que siempre llega una cantidad apreciable de líquido a la superficie.

El uso de la palabra “negro” para identificar a estos petróleos no es absolutamente cierto, ya que no siempre es este el color. Sería mejor decir “petróleo de bajo encogimiento” o petróleo ordinario.

Características que podemos asociar a las “reglas prácticas”:

1. RGPinicial < 2000 PCN/BF

2. API < 45°

3. Color muy obscuro, a veces negro a veces marrón o con tintes verdosos

PETROLEOS VOLATILES

Contiene relativamente menos moléculas pesadas y mas intermedias que los petróleos negros.

El diagrama de fase típico, que se muestra en la Figura 2 muestra una serie de diferencias con relación al de petróleo negro, a saber:

 El rango de temperaturas en la región bifásica es menor

 La temperatura crítica es menor que en petróleos negros y más cerca de la temperatura del yacimiento

 Las líneas “isovols” no están igualmente espaciadas sino distorsionadas hacia la línea del punto de burbujeo

 El punto crítico está más a la izquierda en el diagrama

Por lo demás, la descripción es similar a la de los petróleos negros. Nótese sin embargo dos cosas:

1. Una reducción pequeña en la presión del yacimiento causa una liberación grande de gas, la cual puede llegar hasta un 50 % de gas en unas pocas lpc de caída de presión

2. El fluido que llega a la superficie tiene poco líquido

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Es necesario puntualizar que las ecuaciones de Balance de Materiales que se usan para petróleos negros no funcionan para estos crudos, ya que el gas que estos producen es muy rico y de él se puede sacar mucho líquido, pero que entra al pozo como gas. Por eso el Balance de Materiales no funciona.

FIGURA 2- Diagrama De Fase Típico De Un Petróleo Volátil, Mostrando Una Línea Isoterma De Reducción De Presión, Y Las Condiciones De Separación En La Superficie .

La línea divisoria entre petróleo negro y petróleo volátil es algo arbitraria. En general se establece en el punto en el cual las ecuaciones de Balance de Materiales tienen inexactitud intolerable. Sin embargo, la línea divisoria entre petróleos volátiles y gases retrógrados es muy clara: la temperatura crítica tiene que ser más alta que la del yacimiento.

Características para las “reglas prácticas”:

1. RGPinicial entre 2.000 y 3.300 PCN/BF

2. API 40° o más y con tendencia a aumentar a medida que cae la presión

Presiòn, lpca

Temperatura, °F

P

un

tos

de

Bu

rbu

je

o

Presiòn, lpca

Temperatura, °F

P

un

tos

de

Bu

rbu

je

o

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3. Color el líquido del tanque es coloreado: marrón, verde o anaranjado.

GASES RETROGRADOS

Estudiemos el diagrama de fases típico el cual se muestra en la Figura 3.

La envolvente bi-fásica es menor que para los dos casos anteriores y el punto crítico está muy al lado izquierdo, debido a que contienen mucho menos hidrocarburos pesados. La temperatura crítica es menor que la temperatura del yacimiento y ésta es menor que el

“cricondentherm”.

FIGURA 3- Diagrama De Fase Típico De Un Gas Retrógrado, Mostrando Una Línea Isoterma De Reducción De Presión, Y Las Condiciones De Separación En La Superficie. Al comenzar la explotación, el yacimiento se encuentra en el punto (1), en estado gaseoso total. Al bajar la presión, pasa por un punto de rocío (2). Al seguir bajando la presión, se condensa líquido del gas en el yacimiento. Este líquido normalmente no se produce.

Al continuar bajando la presión, es factible que se vaporice algo de este líquido. Esto es posible en el laboratorio, pero muy difícil en el yacimiento, ya que durante la producción, la composición del fluido del yacimiento cambia.

3 30 20 15 10 40 Separador % Lìquido Vìa de la Presiòn En el Yacimiento 1 2 Punto Crìticol Pun tos de B urbu jeo Pun tos de R ocìo 5 0 Presiòn Temperatura 3 30 20 15 10 40 Separador % Lìquido Vìa de la Presiòn En el Yacimiento 1 2 Punto Crìticol Pun tos de B urbu jeo Pun tos de R ocìo 5 0 Presiòn Temperatura

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Normalmente las condiciones de separación en la superficie están dentro de la envolvente bifásica y esto indica que se recoge líquido en la superficie. Obviamente, las ecuaciones de Balance de Materiales para estos yacimientos no funcionan.

Características para las “reglas prácticas”

1. RGPinicial > 3.300 PCN/BN, pero ¿cuánto?. En forma práctica, hasta 5.000 PCN/BN.

Sin embargo, se han dado casos de hasta 150.000 PCN/BN. La RGP aumenta al caer la presión por debajo del punto de rocío. 2. °API Entre 40° y 60°, con tendencia a aumentar al caer la presión por debajo del punto de rocío.

3. Color El líquido es ligeramente coloreado: marrón, anaranjado, verde o como el agua.

Se denominan: “gas condensado retrógrado”, “gas condensado” o simplemente

“condensado”. La palabra “condensado” se presta a confusión y el nombre correcto

debería ser: “gas retrógrado”. El líquido que se recoge en los tanques se llama

“condensado” y de igual forma al que se precipita en el yacimiento. Este último se debería

llamar “líquido retrógrado”.

El gas en la superficie es muy rico y generalmente se procesa para extraerle propano líquido, butanos, pentanos y a veces, más pesados. Estos líquidos se llaman “líquidos de

planta”.

GASES HUMEDOS

Normalmente estos yacimientos contienen hidrocarburos livianos, de bajo peso molecular. El diagrama de fase típico se muestra en la Figura 4.

FIGURA 4. Diagrama De Fase Típico De Un Gas Húmedo Mostrando Una Línea Isoterma De Reducción De Presión, 12 Y Las Condiciones De Separación En La Superficie.

Como puede verse en el diagrama, la envolvente bifásica es muy pequeña. La temperatura

Presiòn Temperatura % Lìquido 2 1 Vìa de la Presiòn En el Yacimiento Punto Crìtico Pu nto s d e Bu rbu ja Separador 1 5 25 30 Pu nto s d e Ro ciò Presiòn Temperatura % Lìquido 2 1 Vìa de la Presiòn En el Yacimiento Punto Crìtico Pu nto s d e Bu rbu ja Separador 1 5 25 30 Pu nto s d e Ro ciò

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del yacimiento es mayor que la “cricondentherm”. El punto crítico está muy a la izquierda del diagrama.

Durante toda la vida productiva del yacimiento, este estará en la zona de gas. O sea, no se forma líquido en el yacimiento. Pero, las condiciones de separación en la superficie si están en la envolvente bifásica y por lo tanto, se produce líquido, el cual se llama

“condensado” y al gas del yacimiento se le acostumbra llamar “gas condensado”. De

aquí una confusión con los retrógrados .

La palabra “húmedo” aquí no significa agua, sino que se debe al líquido que se condensa en la superficie.

Características para las “reglas prácticas” :

1. RGPinicial En general excede 50.000 PCN/BF

2. °API rangos similares a la de gases retrógrados, pero no cambia durante la explotación

3. Color el líquido producido es como el agua

GASES SECOS

Estos yacimientos generalmente son de metano con algunos hidrocarburos intermedios. El diagrama de fase típico se muestra en la Figura 5.

FIGURA 5. Diagrama De Fase Típico De Un Gas Seco Mostrando Una Línea Isoterma De Reducción De Presión, Y Las Condiciones De Separación En La superficie.

Puede observarse que la envolvente bifásica es muy pequeña. La mezcla está en estado gaseoso en el yacimiento y las condiciones de separación en la superficie caen fuera de la envolvente. Por tanto, no hay formación de líquidos en la superficie. En consecuencia, no mencionaremos nada sobre los elementos de la “regla práctica”.

Presiòn Temperatura % Lìquido 2 1 Vìa de la Presiòn En el Yacimiento Separador Pu nto s d e R oc ìo 1 50 ₂₅ Presiòn Temperatura % Lìquido 2 1 Vìa de la Presiòn En el Yacimiento Separador Pu nto s d e R oc ìo 1 50 ₂₅

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Frecuentemente se llaman “yacimientos de gas”, término que también se lo aplican a los yacimientos de gas húmedo. Tengamos presente que los yacimientos de gases retrógrados, los de gases húmedos y los de gas seco existen como gas en su forma inicial.

Para estos yacimientos de gas seco se han desarrollado ecuaciones de Balance de materiales las cuales se pueden utilizar en yacimientos de gases húmedos si se toma bastante cuidado al determinar las propiedades.

LOS CINCO FLUIDOS DEL YACIMIENTO

Después de haber estudiado las características de los cinco tipos de fluidos que pueden estar presentes en los yacimientos, en la Figuras 6 se muestra como los petróleos negros y los gases secos son los más fáciles de estudiar y en la Figura 7 se muestran las relaciones entre petróleos volátiles y los gases retrógrados.

Figura 6.- Resumen de los Diagramas de Fases de los Cinco Fluidos del Yacimiento, mostrando como los Yacimientos de Petróleo Negro y los de Gas Seco son los màs fàciles de estudiar. Punto Crìtico Pr e s s u re , p s ia Punto s de Bur buje o Separador Vì de la Presiòn

En el Yacimiento _{Puntos de Rocìo}

90 80 90 70 60 50 40 10 30 20 % Lìquido Temperatura Pr e s s u re Temperatura Separador % Lìquido Punto s de Bur nb ujeo Dewpoin t line Dewpoint line Vìa de la Presiòn En el Yacimiento 3 2 1 5 10 30 20 40 50 60 70 80 90 Punto Crìtico 3 30 20 15 10 40 Separador % Lìquido Vìa de la Presiòn En el Yacimiento 1 2 Punto Crìtico Bub blep oint line Dew poin t lin e 5 0 Pr e s s u re Temperatura Pr e s s u re Temperatura % Lìquido 2 1 Vìa de la Presiòn En el Yacimiento Punto Crìtico Bu bb lep oin t line Separador 1 5 25 30 Pu nto s d e R oc ìo Pr e s s u re Temperatura % Lìquido 2 1 Vìa de la Presiòn En el Yacimiento Separador Pu nto s d e R oc ìo 1 50

Gas Retrògrado Gas Hùmedo Gas Seco

Petròleo Negro Petròleo Volàtil

Punto Crìtico Pr e s s u re , p s ia Punto s de Bur buje o Separador Vì de la Presiòn

En el Yacimiento _{Puntos de Rocìo}

90 80 90 70 60 50 40 10 30 20 % Lìquido Temperatura Punto Crìtico Pr e s s u re , p s ia Punto s de Bur buje o Separador Vì de la Presiòn

En el Yacimiento _{Puntos de Rocìo}

90 80 90 70 60 50 40 10 30 20 % Lìquido Temperatura Pr e s s u re Temperatura Separador % Lìquido Punto s de Bur nb ujeo Dewpoin t line Dewpoint line Vìa de la Presiòn En el Yacimiento 3 2 1 5 10 30 20 40 50 60 70 80 90 Punto Crìtico Pr e s s u re Temperatura Separador % Lìquido Punto s de Bur nb ujeo Dewpoin t line Dewpoint line Vìa de la Presiòn En el Yacimiento 3 2 1 5 10 30 20 40 50 60 70 80 90 Punto Crìtico 3 30 20 15 10 40 Separador % Lìquido Vìa de la Presiòn En el Yacimiento 1 2 Punto Crìtico Bub blep oint line Dew poin t lin e 5 0 Pr e s s u re Temperatura 3 30 20 15 10 40 Separador % Lìquido Vìa de la Presiòn En el Yacimiento 1 2 Punto Crìtico Bub blep oint line Dew poin t lin e 5 0 Pr e s s u re Temperatura Pr e s s u re Temperatura % Lìquido 2 1 Vìa de la Presiòn En el Yacimiento Punto Crìtico Bu bb lep oin t line Separador 1 5 25 30 Pu nto s d e R oc ìo Pr e s s u re Temperatura % Lìquido 2 1 Vìa de la Presiòn En el Yacimiento Punto Crìtico Bu bb lep oin t line Separador 1 5 25 30 Pu nto s d e R oc ìo Pr e s s u re Temperatura % Lìquido 2 1 Vìa de la Presiòn En el Yacimiento Separador Pu nto s d e R oc ìo 1 50 Pr e s s u re Temperatura % Lìquido 2 1 Vìa de la Presiòn En el Yacimiento Separador Pu nto s d e R oc ìo 1 50

Gas Retrògrado Gas Hùmedo Gas Seco

Petròleo Negro Petròleo Volàtil

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Figura 7.- Resumen de los Diagramas de Fases de los Cinco Fluidos del Yacimiento, mostrando como los Yacimientos de Petróleo Negro y los de Gas Seco son los más fáciles de estudiar y los de Petróleos Volátiles y Gases retrógrados, los más difíciles.

Punto Crìtico Pr e s s u r e , p s ia Punto s de Bur buje o Separador Vì de la Presiòn En el Yacimiento Puntos de Rocìo 90 80 90 70 60 50 40 10 30 20 % Lìquido Temperatura Pr e s s u r e Temperatura Separador % Lìquido Pu nto s d e Bu rnb uje o Dewpoin t line Dewpoint line Vìa de la Presiòn En el Yacimiento 3 2 1 5 10 30 20 40 50 60 70 80 90 Punto Crìtico 3 30 20 15 10 40 Separador % Lìquido Vìa de la Presiòn En el Yacimiento 1 2 Punto Crìtico Bu bb lep oin t lin e Dew po int line 5 0 Pr e s s u r e Temperatura Pr e s s u r e Temperatura % Lìquido 2 1 Vìa de la Presiòn En el Yacimiento Punto Crìtico Bu bb lep oin t line Separador 1 5 25 30 Pu nto s d e R oc ìo Pr e s s u r e Temperatura % Lìquido 2 1 Vìa de la Presiòn En el Yacimiento Separador Pu nto s d e R oc ìo 1 50

Gas Retrògrado Gas Hùmedo Gas Seco

Petròleo Negro Petròleo Volàtil

Punto Crìtico Pr e s s u r e , p s ia Punto s de Bur buje o Separador Vì de la Presiòn En el Yacimiento Puntos de Rocìo 90 80 90 70 60 50 40 10 30 20 % Lìquido Temperatura Punto Crìtico Pr e s s u r e , p s ia Punto s de Bur buje o Separador Vì de la Presiòn En el Yacimiento Puntos de Rocìo 90 80 90 70 60 50 40 10 30 20 % Lìquido Temperatura Pr e s s u r e Temperatura Separador % Lìquido Pu nto s d e Bu rnb uje o Dewpoin t line Dewpoint line Vìa de la Presiòn En el Yacimiento 3 2 1 5 10 30 20 40 50 60 70 80 90 Punto Crìtico Pr e s s u r e Temperatura Separador % Lìquido Pu nto s d e Bu rnb uje o Dewpoin t line Dewpoint line Vìa de la Presiòn En el Yacimiento 3 2 1 5 10 30 20 40 50 60 70 80 90 Punto Crìtico 3 30 20 15 10 40 Separador % Lìquido Vìa de la Presiòn En el Yacimiento 1 2 Punto Crìtico Bu bb lep oin t lin e Dew po int line 5 0 Pr e s s u r e Temperatura 3 30 20 15 10 40 Separador % Lìquido Vìa de la Presiòn En el Yacimiento 1 2 Punto Crìtico Bu bb lep oin t lin e Dew po int line 5 0 Pr e s s u r e Temperatura Pr e s s u r e Temperatura % Lìquido 2 1 Vìa de la Presiòn En el Yacimiento Punto Crìtico Bu bb lep oin t line Separador 1 5 25 30 Pu nto s d e R oc ìo Pr e s s u r e Temperatura % Lìquido 2 1 Vìa de la Presiòn En el Yacimiento Punto Crìtico Bu bb lep oin t line Separador 1 5 25 30 Pu nto s d e R oc ìo Pr e s s u r e Temperatura % Lìquido 2 1 Vìa de la Presiòn En el Yacimiento Separador Pu nto s d e R oc ìo 1 50 Pr e s s u r e Temperatura % Lìquido 2 1 Vìa de la Presiòn En el Yacimiento Separador Pu nto s d e R oc ìo 1 50

Gas Retrògrado Gas Hùmedo Gas Seco

Petròleo Negro Petròleo Volàtil