FACULTAD DE INGENIERIA
CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA
Recopilado por:
Ing. Hermas Herrera Callejas
La Paz, Marzo de 2009
INGENIERIA DE RESERVORIOS I
CAPITULO 1 - INTRODUCCION A LA INGENIERIA DE RESERVORIOS Página
1.1 INGENIERIA DE RESERVORIOS 1 de 11
1.1.1 Responsabilidades del Ingeniero de Reservorios. 1 de 11
1.1.2 Objetivos de la Ingeniería de Reservorios. 1 de 11
1.2 CALCULOS DE PETROLEO Y GAS ORIGINAL IN SITU 2 de 11
1.3 DEFINICIÓN DE RESERVA 2 de 11
1.3.1 Estimación de Reservas 3 de 11
1.3.2 Predicción del Potencial de Rendimiento 4 de 11
1.3.3 Recuperación Suplementaria (Secundaria y Mejorada) 4 de 11
1.3.4 Selección del Mejor Plan de Desarrollo 4 de 11
1.4 CARACTERIZACION DEL RESERVORIO 4 de 11
1.4.1 Extensión Areal 4 de 11
1.4.2 Propiedades Físicas de la Formación Productiva 5 de 11
1.4.3 Inclinación Estructural 5 de 11
1.4.4 Continuidad de Estratos y Estratificación 5 de 11
1.4.5 Patrones de Fallas 5 de 11
1.4.6 Contactos de los Fluidos 5 de 11
1.4.7 Extensión del Acuífero 5 de 11
1.5 PRESIÓN DEL RESERVORIO 5 de 11
1.6 TEMPERATURA DEL RESERVORIO 7 de 11
1.7 MODELOS DE RESERVORIOS 7 de 11
1.8 SIMULACION DEL RESERVORIO 8 de 11
1.9 FRONTERAS DEL RESERVORIO 9 de 11
1.10 HETEROGENEIDADES 9 de 11
1.11 DATOS REQUERIDOS POR LA INGENIERIA DE RESERVIORIOS 9 de 11
1.11.1 Geología e Interpretaciones Sísmicas 10 de 11
1.11.2 Análisis de los Registros de Pozos 10 de 11
1.11.3 Análisis de las Pruebas de Pozos 10 de 11
1.11.4 Análisis de Muestras 10 de 11
1.12 DATOS DE PRODUCCIÓN 11 de 11
CAPITULO 2 – CLASIFICACION DE RESERVORIOS Y FLUIDOS Página
2.1 INTRODUCCION 1 de 19
2.2 CLASIFICACION DE RESERVORIOS Y FLUIDOS 1 de 19
2.3 DIAGRAMA PRESIÓN – TEMPERATURA 1 de 19
2.3.1 Cricondenterma (Tct) 1 de 19
2.3.2 Cricondenbarica (Pcb) 2 de 19
2.3.3 Punto Critico (C) 2 de 19
2.3.4 Curva Envolvente de Fases (región de dos fases) 2 de 19
2.3.5 Curvas de Calidad 2 de 19
2.3.6 Curva de Punto de Burbuja 2 de 19
2.3.7 Curva de Punto de Rocío 3 de 19
2.4 CLASIFICACION GENERAL DE LOS RESERVORIOS 3 de 19
2.5 RESERVORIOS DE PETRÓLEO 3 de 19
2.5.1 Reservorios de Petróleo Sub-saturado. 3 de 19
2.5.2 Reservorio de Petróleo Saturado. 3 de 19
2.5.3 Reservorio con Casquete de Gas. 3 de 19
2.6 TIPOS DE PETROLEO 3 de 19
2.6.1 Petróleo Negro. 4 de 19
2.6.2 Petróleo de Bajo Encogimiento. 5 de 19
2.6.3 Petróleo Crudo de Alto Encogimiento (Volátil). 5 de 19
2.6.4 Petróleo Crudo Cerca al Crítico. 6 de 19
2.7 RESERVORIOS DE GAS 7 de 19
2.7.1 Reservorio de Gas con Condensación Retrógrada. 8 de 19
2.7.2 Reservorio de Gas Condensado Cerca al Crítico. 10 de 19
2.7.3 Reservorio de Gas Húmedo. 11 de 19
2.7.4 Reservorio de Gas Seco. 11 de 19
2.8 FRACCIONES DE PETRÓLEO INDEFINIDAS 17 de 19
CAPITULO 3 – PROPIEDADES DE LA ROCA Página
3.1 GENERALIDADES 1 de 26
3.2 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS RESERVORIOS. 1 de 26
3.3 POROSIDAD 1 de 26
3.4 DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD 4 de 26
3.4.1 Determinación de Porosidad en Laboratorio - Porosímetro. 4 de 26
3.5 PERMEABILIDAD 7 de 26
3.5.1 Determinación de la permeabilidad con datos de registros 8 de 26
3.5.2 Determinación de la Permeabilidad en Laboratorio. 9 de 26
3.5.3. Determinación de la permeabilidad mediante pruebas de presión. 9 de 26
3.6 SATURACIÓN DE FLUIDOS 10 de 26
3.6.1 Saturación de agua 12 de 26
3.6.2 Determinación de la Saturación de Agua 12 de 26
3.6.3 Registro de Resonancia Magnética Nuclear 13 de 26
3.6.4 Saturación de Agua Irreducible (Swirr) 16 de 26
3.6.5 Saturación de agua connata (Swc) 16 de 26
3.8.1 Angulo de Contacto de Avance (Advancing contact angle). 18 de 26
3.8.2 Angulo de Contacto de Retroceso (Receding contact angle). 18 de 26
3.9 INTERFASES EN EL RESERVORIO 20 de 26
3.9.1 Contacto Petróleo-Agua (WOC) por medidas de producción 21 de 26
3.9.2 Zona de transición agua/petróleo 21 de 26
3.10 ESPESOR NETO PRODUCTIVO 21 de 26
3.11 DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN DE ROCA 24 de 26
3.11.1 Uso del Planímetro 24 de 26
3.11.2 Métodos para el cálculo del volumen de roca 25 de 26
CAPITULO 4 – PROPIEDADES DEL PETROLEO Página
4.1 GENERALIDADES. 1 de 30
4.2 PROPIEDADES DEL PETRÓLEO. 1 de 30
4.3 GRAVEDAD DEL PETRÓLEO 1 de 30
4.4 GRAVEDAD ESECIFICA DEL GAS EN SOLUCION 2 de 30
4.5 SOLUBILIDAD DEL GAS 3 de 30
4.5.1 Correlación de Standing 3 de 30
4.5.2 Correlación de Vasquez-Beggs 5 de 30
4.5.3 Correlación de Glaso 6 de 30
4.5.4 Correlación de Marhoun 7 de 30
4.5.5 Correlación de Petrosky-Farshad 7 de 30
4.6 PRESIÓN DEL PUNTO DE BURBUJA 9 de 30
4.6.1 Correlación de Standing 9 de 30
4.6.2 Correlación de Vasquez-Beggs 10 de 30
4.6.3 Correlación de Glaso 11 de 30
4.6.4 Correlación de Marhoun 12 de 30
4.6.5 Correlación de Petrosky-Farshad 12 de 30
4.7 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL PETRÓLEO 13 de 30
4.7.1 Correlación de Standing 14 de 30
4.7.2 Correlación de Vasquez-Beggs 14 de 30
4.7.3 Correlación de Glaso 15 de 30
4.7.4 Correlación de Marhoun 15 de 30
4.7.5 Correlación de Petrosky-Farshad 16 de 30
4.7.6 Ecuación de Balance de Materia 16 de 30
4.8 FACTOR DE COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA DEL PETRÓLEO 17 de 30
4.8.1 Correlación de Vasquez-Beggs 18 de 30
4.8.2 Correlación de Petrosky-Farshad 18 de 30
4.8.3 Correlación de McCain 19 de 30
4.9 FVF DEL PETRÓLEO PARA PETRÓLEO SUBSATURADO 20 de 30
4.10 DENSIDAD DEL PETRÓLEO CRUDO 22 de 30
4.10.1 Correlación de Standing 23 de 30
4.10.2 Correlación de Vasquez-Beggs 24 de 30
4.10.3 Correlación de Petrosky-Farshad 24 de 30
4.11 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO CRUDO 24 de 30
4.11.1 Métodos de Cálculo de la Viscosidad del Petróleo Muerto 25 de 30
4.11.1.1 Correlación de Beal 25 de 30
4.11.1.2 Correlación de Beggs-Robinson 25 de 30
4.11.1.3 Correlación de Glaso 26 de 30
4.11.2 Métodos de Cálculo de la Viscosidad del Petróleo Saturado 26 de 30
4.11.2.1 Correlación de Chew-Connally 26 de 30
4.11.2.2 Correlación de Beggs-Robinson 27 de 30
4.11.3 Métodos de Cálculo de la Viscosidad del Petróleo Sub-Saturado 27 de 30
4.11.3.1 Correlación de Vasquez-Beggs 27 de 30
4.12 TENSION SUPERFICIAL / INTERFACIAL 28 de 30
CAPITULO 5 – PROPIEDADES Y TEORIA DE LOS GASES Página
5.1 INRODUCCION 1 de 34
5.2 GENERALIDADES 1 de 34
5.3 COMPORTAMIENTO DE LOS GASES IDEALES 1 de 34
5.4 EL NÚMERO DE LIBRAS MOL 2 de 34
5.5 DENSIDAD 2 de 34
5.6 PESO MOLECULAR APARENTE 3 de 34
5.7 VOLUMEN ESTÁNDAR 3 de 34
5.8 DENSIDAD DE LA MEZCLA 3 de 34
5.9 VOLUMEN ESPECÍFICO 4 de 34
5.10 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS 4 de 34
5.11 COMPORTAMIENTO DE LOS GASES REALES 6 de 34
5.11.1 El Factor z 6 de 34
5.11.2 Efecto de Componentes No Hidrocarburos en el Factor Z 11 de 34
5.11.2.1 Método de Corrección Wichert-Aziz 11 de 34
5.11.2.2 Método de corrección Carr-Kobayashi-Burrows 13 de 34
5.11.3 Corrección para Gases de Peso Molecular Elevado 14 de 34
5.11.4 Calculo Directo de los Factores de Compresibilidad 17 de 34
5.11.4.1 El Método de Hall-Yarborough 17 de 34
5.14 LA EXPANSIÓN DEL GAS 24 de 34
5.15 VISCOSIDAD DEL GAS 25 de 34
5.16 MÉTODOS DE CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DE GASES NATURALES 25 de 34
5.16.1 Método de Carr-Kobayashi-Burrows 25 de 34
5.16.2 Método de Lee-Gonzalez-Eakin 28 de 34
5.17 VALOR CALORÍFICO 29 de 34
5.18 ECUACIONES DE ESTADO DE LOS GASES REALES 29 de 34
5.18.1 Ecuación de Van Der Waals 30 de 34
5.18.2 Ecuación de Redlich-Kwong. 30 de 34
5.18.3 Ecuación de Soave-Redlich-Kwong 32 de 34
5.18.4 Ecuación de Peng-Robinson 33 de 34
CAPITULO 6 - RESERVAS DE HIDROCARBUROS Página
6.1 CONSIDERACIONES GENERALES. 1 de 13
6.2 RESERVORIO 1 de 13
6.3 PETRÓLEO. 1 de 13
6.4 GAS NATURAL 1 de 13
6.5 CONDENSADO DE GAS NATURAL 1 de 13
6.6 RESERVAS 2 de 13
6.6.1 Método de Estimación Determinístico 3 de 13
6.6.2 Método de Estimación Probabilística 3 de 13
6.6.3 Volumen Original in Situ 3 de 13
6.6.4 Reservas Probadas 4 de 13
6.6.4.1 Reservas Probadas Desarrolladas 5 de 13
6.6.4.2 Reservas Probadas No Desarrolladas 5 de 13
6.6.5 Reservas Probables 6 de 13
6.6.6 Reservas Posibles 6 de 13
6.6.7 Reservas Remanentes 7 de 13
6.7 CÁLCULO DE LOS VOL ORIGINALES IN SITU POR EL MÉTODO VOLUMÉTRICO 7 de 13
6.8 MÉTODOS DE ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO 8 de 13
6.8.1 Balance de Materia 8 de 13
6.8.2 Curvas de declinación 9 de 13
6.8.3 Simulación Numérica 9 de 13
6.9 EL FACTOR DE RECUPERACIÓN 9 de 13
6.9.1 Yacimientos de Petróleo Subsaturado. 11 de 13
6.9.2 Factores que Afectan la Recuperación 12 de 13
6.9.3 Correlaciones de la API para estimación de reservas. 12 de 13
6.10 CÁLCULO DE RESERVAS PROBADAS 12 de 13
CAPITULO 7 - BALANCE DE MATERIA EN YACIMIENTOS DE GAS Página
7.1 INTRODUCCIÓN 1 de 7
7.2 YACIMIENTOS DE GAS SIN EMPUJE DE AGUA 1 de 7
7.3 YACIMIENTOS DE GAS CON EMPUJE DE AGUA 5 de 7
7.4 CONSIDERACIONES SOBRE INYECCIÓN DE GAS 6 de 7
CAPITULO 8 – ECUACION DE BALANCE DE MATERIA Página
8.1 CONSIDERACIONES GENERALES. 1 de 16
8.2 ANÁLISIS DE EXPANSIONES VOLUMÉTRICAS. 2 de 16
8.2.1 Expansión del líquido y gas disuelto. 3 de 16
8.2.2 Expansión del gas libre del casquete. 3 de 16
8.2.3 Contracción del volumen poral total. 3 de 16
8.2.4 Vaciamiento del reservorio. 4 de 16
8.2.5 La Ecuación General de Balance de Materia. 5 de 16
8.3 LINEARIZACIÓN DE LA EBM. 5 de 16
8.4 EMPUJE POR GAS DISUELTO. 6 de 16
8.5 EMPUJE POR CASQUETE DE GAS. 10 de 16
8.6 EMPUJE POR AGUA. 11 de 16
8.6.1 Empuje de agua sin Casquete de Gas Original 12 de 16
8.6.2 Acuífero muy Pequeño 13 de 16
8.6.3 Empuje de Agua, Casquete Original y N desconocidos 13 de 16
CAPITULO 9 – LA LEY DE DARCY Página
9.1 INTRODUCCIÓN 1 de 13 9.2 LA LEY DE DARCY 2 de 13 9.3 LEY DE POISEUILLE 3 de 13 9.4 FLUJO LINEAL. 4 de 13 9.4.1 Fluidos Incompresibles. 4 de 13 9.4.1.1 Flujo en Estratos 6 de 13 9.4.2 Fluidos Compresibles 8 de 13 9.5 FLUJO RADIAL 8 de 13 9.5.1 Fluidos Incompresibles 9 de 13 9.5.2 Fluidos Compresibles 11 de 13 9.6 FLUJO ESFÉRICO 12 de 13 9.7 EFECTO KLINKENBERG 12 de 13
1.1 INGENIERIA DE RESERVORIOS
La Ingeniería de Reservorios la podemos definir como el diseño y evaluación de procesos y programas necesarios para llevar a cabo el desarrollo y la explotación de un campo. Para tal fin, se requiere el conocimiento de aspectos de geología, perforación y terminación de pozos, ingeniería de producción y evaluación de reservas y un mayor énfasis en las técnicas y métodos para caracterizar y predecir el flujo de fluidos dentro de reservorios bajo agotamiento natural y bajo procesos de recuperación mejorada (EOR).
La ingeniería de reservorios ha incorporado nuevos conceptos que permiten, por un lado, la caracterización estática: dedicada al desarrollo y adecuación de metodologías integradas que permitan una mayor conceptualización de los reservorios, en términos físicos y geológicos. Este concepto, permite definir con certeza la geometría del reservorio, describiendo sus características petrofísicas e integrando datos de diversas fuentes como: geología, registros geofísicos de pozos, sísmica y núcleos.
Por otro lado, la caracterización dinámica: tiene como propósito investigar, desarrollar y adecuar metodologías que expliquen la interacción dinámica del sistema roca-fluido del reservorio, tratando de reflejar y comprender de la mejor manera cómo se desplazan los fluidos a través de las rocas. Los parámetros que se obtengan servirán para alimentar los modelos de simulación numérica de reservorios, integrando de manera congruente el modelo estático.
1.1.1 Responsabilidades del Ingeniero de Reservorios.
En lo referente a las responsabilidades de un ingeniero de reservorios: Ramey (1971) define que son:
Recolectar e interpretar medidas indirectas de las características cuantitativas del reservorio.
Emplear esta información junto a principios físicos básicos para predecir el comportamiento del reservorio bajo un potencial esquema de desarrollo.
Mientras que Raghavan (1993) menciona que la responsabilidad del ingeniero de reservorios esta relacionada con responder a las siguientes interrogantes:
Cual es el volumen de hidrocarburos presente en el reservorio A que tasa deben producirse y
Cuanto de este fluido puede ser recuperado.
1.1.2 Objetivos de la Ingeniería de Reservorios.
Los objetivos de la Ingeniería de Reservorios han ido variando con el transcurrir del tiempo y los avances de técnicas y tecnologías. Por ejemplo:
Muskat (1949) define el objetivo de la ingeniería de reservorios como obtener la máxima
recuperación a un mínimo costo, durante la explotación de los reservorios de hidrocarburos.
Pirson (1958) la define como el arte de predecir el comportamiento futuro de un reservorio
de petróleo y/o gas.
Craft y Hawkins (1959) lo define como la aplicación de principios científicos para tomar
conocimiento de los problemas de drenaje que surgen como consecuencia del desarrollo y producción de los reservorios de petróleo y gas.
Clark (1960) menciona que la ingeniería de reservorios está relacionada a la ocurrencia,
métodos mas eficientes y rentables a través del estudio y evaluación de todos los factores, que afectan la recuperación del petróleo y el gas.
En este sentido, la ingeniería de reservorios hace un importante aporte a la simulación numérica de reservorios, la cual trata, sobre la base del comportamiento histórico de producción de petróleo, gas, líquidos del gas natural y agua de las formaciones, de realizar un pronóstico a diferentes años y con diversos escenarios de producción. Para llevar a cabo adecuadamente el trabajo es necesario contar con herramientas que permitan considerar todos los procesos que se llevan a cabo en el reservorio, tomando en cuenta, la geometría de las formaciones productoras y la dinámica de los fluidos contenidos en las mismas.
1.2 CALCULO DE PETROLEO Y GAS ORIGINAL IN SITU
Los hidrocarburos originales in-situ son una cantidad fija que ha desarrollado un campo geológico en un determinado tiempo. Esto puede ser determinado por el Método Volumétrico o el Método de Balance de Materia. El cálculo de hidrocarburos in situ por medio del método volumétrico requiere conocer la extensión del área del reservorio, su espesor promedio, porosidad, saturación y el factor volumétrico de formación del hidrocarburo.
Este es un método estático que no depende del comportamiento dinámico del reservorio, como el cambio de la presión que responde a la producción. Las ecuaciones para el cálculo del petróleo y gas originales in-situ, respectivamente son:
Volumen del petróleo original in-situ =
o w o o o o B S h A B S h A 61 . 5 ) 1 ( 61 . 5 (STB) 1.1
Volumen del gas original in–situ =
g w g g g g B S h A B S h A 61 . 5 ) 1 ( 61 . 5 1.2 Donde o, g y w se refieren al petróleo, gas y agua
Ao= área del reservorio del petróleo, ft2 Ag= área de reservas de gas, ft2
h = espesor promedio, ft ф = porosidad promedio
Sg= saturación promedio de gas So= saturación promedio de petróleo Sw= saturación promedio de agua
Bo= factor volumétrico de formación del petróleo , RB/STB Bg= factor volumétrico de formación del gas, RB/SCF
Los valores promedio de h, Ø y S son normalmente determinados de mapas isópacos construidos de mapas geológicos, petrofísicos y datos de registros.
El método de balance de materia depende del comportamiento dinámico del reservorio. Esto requiere de datos cuidadosos de las propiedades de los fluídos y de la producción. Teóricamente el volumen original in situ determinado por el método de balance de materia podría ser igual o menos que el determinado volumétricamente.
1.3 DEFINICIÓN DE RESERVA
Reserva de petróleo y gas de un yacimiento es el volumen de hidrocarburos que será posible extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su vida útil.
Para determinarlas lo primero que se debe saber es cuánto petróleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el "petróleo original in situ" (OOIP de sus siglas en ingles: “Original Oil In Place”). Este cálculo obliga al conocimiento de:
- la porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible;
- la saturación de agua de estos espacios, porcentaje de poros ocupados por agua; - la profundidad, presión y temperatura de las capas productivas.
Toda esta información se obtiene sólo luego de perforar uno o más pozos que delimiten el yacimiento, lo que permite además tomar los registros y las muestras necesarias.
La reserva de un yacimiento es una fracción del "petróleo original in situ", ya que nunca se recupera el total del petróleo existente. Para establecerla hay que conocer cuál será el factor de recuperación del yacimiento, factor que implica conocer el tipo de empuje del yacimiento, agua /gas; su presión; permeabilidad de la roca: medida de la transmisibilidad entre los poros de la roca y la forma de explotación. La obtención de estos datos requiere el seguimiento del comportamiento del yacimiento por medio de diversas pruebas y ensayos: tiempo e inversión. El valor resultante de esta fracción varía entre un 15% y un 60% del total del petróleo existente.
Una vez que se conocen los límites y características del yacimiento y las reservas que contiene, llega el momento de planificar su desarrollo, o sea definir cuántos pozos de producción se van a perforar, qué tipo de pozos, si se va a inyectar agua para mejorar la recuperación, qué tipo de instalaciones de superficie son necesarias, cuánta gente hará falta para su operación y quizás lo más importante: cuál es el costo de esas inversiones y gastos, para definir si es un buen negocio o no.
Básicamente, el desarrollo de un yacimiento consiste en la perforación de pozos que lleguen al reservorio y extraigan el petróleo que éste contiene. Cuando un yacimiento está en producción genera una cantidad de gastos (energía eléctrica, agua, transporte, materiales, sueldos del personal, reparaciones, etc.). Si en algún momento producir cuesta más que lo que se obtiene por las ventas, el yacimiento deja de ser económico y se detiene su producción. Quizás aún sea posible sacarle más petróleo, pero perdiendo dinero. Ese petróleo extrano constituye parte de las reservas.
1.3.1 Estimación de Reservas
Las reservas son afectadas por los métodos de producción planificados para los reservorios. El factor más significativo para determinar el método de producción y la recuperación de las reservas es el económico. Otros factores que influyen en las reservas son la localización, caudales de producción y el mecanismo de producción del reservorio.
Se puede decir que la producción de petróleo se efectúa en dos fases: la fase primaria y la fase suplementaria de recuperación (secundaria y recuperación mejorada). Durante la fase de recuperación primaria se utiliza solo la energía del reservorio en la recuperación de hidrocarburos. Durante la fase de recuperación secundaria la energía del reservorio es mejorada por una fuente adicional inyectada al reservorio. Esta nueva fuente de energía podría ser agua, gas o ambos. Esto podría ser más complejo tales como inyección calorífica utilizando vapor o una combustión in situ; o también una variedad de químicos. En algunos casos se utiliza más de una fuente de energía.
En la fase de recuperación primaria, muchas fuentes de energía interna podrían contribuir a la producción del fluido. Las cuatro fuentes básicas de mecanismos de producción son:
por expansión por solución de gas
por empuje de agua natural por drenaje gravitacional
En muchos casos actúan mecanismos combinados y se conocen como producción combinada.
1.3.2 Predicción del Potencial de Rendimiento
Los caudales de producción, así como las reservas, son una función de la estrategia. Primeramente, esto depende del número y la localización de los pozos, de la uniformidad de distribución para el drenaje del reservorio y de la recuperación final. El potencial productivo de un pozo es función de la permeabilidad, espesor, presión y el grado de homogeneidad de la roca reservorio. El que tiene mayor permeabilidad, espesor y grado de homogeneidad tiene mayor potencial. El caudal de flujo es también una función importante de la perforación y prácticas de terminación del pozo. La invasión de lodo o flujo restringido es causada por un número inadecuado de perforaciones o bombeos que reducirán el potencial total del pozo.
1.3.3 Recuperación Suplementaria (Secundaria y Mejorada)
La fase de recuperación suplementaria es aplicable a los reservorios de petróleo. Durante esta fase de producción nos relacionamos con algunos tipos de fluidos de inyección artificial tanto como los mecanismos de conducción natural. De ésta manera podemos hablar de inyección de agua o inundación de agua miscible, inyección de vapor o de surfactantes. Una práctica común para la fase de recuperación suplementaria es la simple inyección de agua o gas, que se refieren a la recuperación secundaria. La inyección de agua podría estar seguida de algunos tipos de fluidos de inyección como los fluidos miscibles, inyección de químicos o procesos termales, los cuales son conocidos como Recuperación Mejorada del Petróleo EOR (Enhanced Oil Recovery).
La recuperación durante las fases primaria y secundaria de la vida del reservorio pocas veces excede el 50% del petróleo original in situ, mientras el potencial de recuperación utilizando técnicas EOR son grandes.
1.3.4 Selección del Mejor Plan de Desarrollo
Como mencionamos, el objetivo de la Ingeniería de Reservorios es la optimización económica de la recuperación de hidrocarburos, por tanto necesitamos los métodos de cálculo del caudal de producción vs tiempo para varios planes y la perspectiva de costos. Las consideraciones importantes son el número de pozos y sus localizaciones, la localización de las plataformas costa afuera, si es necesario y la facilidad de emplear métodos EOR. Los modelos son válidos en la Ingeniería de reservorios para permitir el cálculo de la recuperación para varias situaciones. Se tienen dos categorías: el modelo de tanque (dimensión cero) y el modelo numérico con varias dimensiones (simulación de reservorios).
1.4 CARACTERIZACION DEL RESERVORIO
La determinación de los hidrocarburos in situ, las reservas y el potencial de producción requieren de un cuidado en la descripción del reservorio.
1.4.1 Extensión Areal
El área del reservorio es necesario para el cálculo de los hidrocarburos in-situ, para seleccionar las ubicaciones de los pozos y definir datos para los estudios de simulación del reservorio. La preparación de los mapas de contorno constituye el primero y más importante paso en preparar una base de datos para los cálculos de ingeniería de reservorios.
1.4.2 Propiedades Físicas de la Formación Productiva
Las propiedades físicas incluyen espesor, porosidad, saturación de agua y permeabilidad de la formación. Estos cuatro parámetros son utilizados prácticamente en todos los cálculos de la ingeniería de reservorios.
1.4.3 Inclinación Estructural
Los reservorios con un alto ángulo de inclinación son buenos candidatos para el drenaje gravitacional en la producción. Para los proyectos de recuperación secundaria en esos reservorios se localiza pozos de inyección de agua con buzamiento bajo y pozos de inyección de gas con buzamiento alto para maximizar la recuperación. Por tanto el ángulo de inclinación es un factor importante en formular un plan de recuperación.
1.4.4 Continuidad de Estratos y Estratificación
La presencia o carencia de continuidad de la zona productiva determina el modelo de agotamiento o depleción. Identificar las zonas separadas o zonas comunicadas y el grado de comunicación es necesario para establecer el número óptimo de pozos durante la producción primaria y las operaciones de EOR.
1.4.5 Patrones de Fallas
La localización de fallas y sus efectos como barreras que definen los alcances del reservorio ayudan a determinar la localización de pozos de producción e inyección. Los patrones de fallas afectan fuertemente los planes de desarrollo de los campos. El número y orientación de las fallas influyen en el número de pozos requeridos para el desarrollo.
1.4.6 Contactos de los Fluidos
La determinación de contactos de petróleo-gas, petróleo-agua o gas-agua son útiles para una descripción completa de los reservorios. Sin esa información, los hidrocarburos in-situ no pueden ser determinados con un grado razonable de exactitud y no se puede desarrollar un plan de recuperación apropiado.
1.4.7 Extensión del Acuífero
La extensión relativa del acuífero para los reservorios de hidrocarburos es importante en la recuperación pronosticada por bajo de la depleción primaria. Además estos cálculos tienen efecto en la planificación de las operaciones secundarias o terciarias.
1.5 PRESIÓN DEL RESERVORIO
La presión del reservorio es uno de los parámetros más importantes de los cálculos de Ingeniería de Reservorios. Los cálculos comprenden tanto un modelo de tanque como un simulador mucho más sofisticado para el reservorio. Sin embargo hay una importante diferencia entre los requerimientos de los dos modelos. El modelo de tanque se basa en los cálculos de la ecuación de balance de materia y requieren la presión promedio para todo el reservorio como una función del tiempo o de la producción. En estudios de simulación de reservorios, sin embargo, es sumamente importante tener valores de presiones de fondo estáticas para pozos individuales en función del tiempo. Estos valores representan presiones
promedio para los volúmenes de drenaje de los pozos, y son necesarios para el historial de producción del estudio de simulación, el cual es desarrollado para validar la exactitud del modelo elaborado que representa el reservorio.
Los cálculos de Ingeniería de Reservorios requieren valores de presión del reservorio en el fondo del pozo. Para obtener éste valor el pozo debe estar cerrado y la presión aumenta con el tiempo de cierre, esta es la presión que se registra. Esto se conoce como una presión de prueba buildup. De estos datos se calculan los valores promedios de presión.
La otra forma de obtener valores promedios es registrar la presión en un pozo en el cual la producción ha sido suspendida, si el pozo existe y no es cerrado para la producción o inyección, la medida de la presión puede ser utilizada para registrar continuamente la presión, sin interrupción en la producción o en operaciones de inyección.
Para el modelo simple de tanque, se requiere un valor promedio para todo el reservorio. Esto es normalmente obtenido por un valor promedio volumétrico de los valores de la presión de diferentes pozos. La ecuación para éste propósito es:
i i i R V V P P 1.3 Donde :PR= Presión promedia del reservorio Pi = Presión promedio del Pozo i Vi = Volumen de drenaje del pozo i
Si existieran tres pozos con las presiones P1, P2y P3y los volúmenes de drenaje V1, V2 y V3, la ecuación anterior se transforma en:
3 2 1 3 3 2 2 1 1 V V V V P V P V P PR 1.4
Matthews y socios (1954) y Mattheus y Russell (1967) han mostrado que el volumen de drenaje del pozo Vies proporcional al caudal de flujo de éste, qi. Substituyendo qipor Vien la ecuación 1.3 nos da:
i i i R q q P P 1.5La ecuación 1.5 es la ecuación más práctica porque el caudal de flujo está usualmente disponible, mientras es más dificultoso estimar el volumen de drenaje.
Un método muy útil es aquel que toma valores promedio de presión obtenidos de muchos pozos versus la producción total de petróleo de un reservorio petrolífero, o producción total de gas de un reservorio de gas. Las presiones son graficadas en los ejes y. Si hay continuidad en el reservorio las presiones de los pozos podrían ser graficadas para cada uno. Si las presiones para un pozo son consistentemente altas o bajas frente a los demás, no podrían ser juntadas con los datos de los otros pozos.
Antes de comparar los valores de presión medidos en pozos a varias profundidades del reservorio, ellos podrían ser referidos a una profundidad llamada DATUM. Normalmente la profundidad de los puntos medios volumétricos del reservorio es tomada como la profundidad datum. Esto es determinado por la construcción de un gráfico de profundidad versus volumen poral acumulado. La profundidad correspondiente al 50% del volumen poral es el punto medio de la profundidad. Si un valor de presión en particular es obtenido a diferentes profundidades que el datum, este es ajustado al datum por:
H P Paj 0.433 1.6 H P Paj 0.433 1.7
γ= gravedad específica del fluído
ΔH = distancia vertical entre los puntos donde se midió la presión y la profundidad, ft Las ecuaciones 1.6 y 1.7 son aplicables cuando los puntos en que se midió la presión están, respectivamente, por encima o por debajo la profundidad.
Cuando hay un acuífero asociado con el reservorio, el comportamiento de la presión como función del tiempo en el contacto agua-hidrocarburo es necesario para los cálculos de intrusión de agua. Si esto no es válido, usualmente se utiliza el promedio de la presión del reservorio con ajuste a las profundidades de los contactos agua-hidrocarburo.
La presión promedio del reservorio es necesaria en muchos cálculos de ingeniería de reservorios. En el caso de las técnicas de EOR miscibles, por ejemplo, la presión promedio del reservorio determina si la miscibilidad ocurrirá cuando el CO2 u otros gases sean inyectados. Esto afecta la recuperación total y la factibilidad económica del proyecto.
La presión del reservorio es un factor importante en la Ingeniería de Reservorios porque es uno de los datos críticos requeridos por la Ingeniería de Reservorios para un análisis efectivo del mismo. La obtención de datos reales de presión podría ser un objetivo primario de algún programa de desarrollo del reservorio.
1.6 TEMPERATURA DEL RESERVORIO
El cálculo de la recuperación primaria asume razonablemente que la temperatura permanece constante, por tanto la recuperación de hidrocarburos durante esta fase es un proceso isotérmico. Esto es así porque cuando los fluidos son producidos ningún cambio en la temperatura se da en la producción, pues es compensada por el calor de las capas o estratos de las rocas, que son considerados fuente de calor de capacidad infinita.
El promedio de la temperatura del reservorio es necesario para los análisis de laboratorio que son realizados a condiciones de reservorio. La determinación de las propiedades de los fluidos, tales como la viscosidad, la densidad, el factor volumétrico de formación y gas en solución, requieren de un valor para la temperatura del reservorio. La temperatura del reservorio es usualmente medida en el fondo del pozo o pozos en un reservorio utilizando un registro de temperatura. Si se detecta variación en la temperatura a través del reservorio después de corregir la profundidad, puede utilizarse un valor promedio para la temperatura del reservorio.
Para las técnicas de EOR tales como los procesos químicos y miscibles, la temperatura afecta el comportamiento en la fase de inyección y de los fluidos producidos y por ende la recuperación. La factibilidad de estos procesos debe ser determinada por las pruebas de laboratorio llevadas a cabo fuera de la temperatura del reservorio. En los procesos EOR que emplean inyección térmica, tales como el vapor o combustión in situ, la temperatura del reservorio no es constante y la recuperación del hidrocarburo no es un proceso isotérmico.
Asimismo, en las formulaciones matemáticas de aquellos procesos, es necesario escribir un balance de energía de todo el reservorio. Las temperaturas del reservorio necesitan ser medidas constantemente siendo monitoreadas en los pozos. Estas medidas indican el calor frontal en el movimiento. Normalmente, se desea un movimiento uniforme, pero el calor frontal del modelo puede ser alterado por cambios en la inyección y o horarios de producción.
1.7 MODELOS DE RESERVORIOS
Los cálculos en la Ingeniería de Reservorios requieren la confección de un modelo. Hay modelos analógicos, físicos y matemáticos para el reservorio. El modelo matemático se basa en un modelo físico que emerge de los datos obtenidos tales como geológico, geofísico, petrofísico y de registros.
En la mayoría de los reservorios la complejidad es tan grande que no resulta práctico esperar una descripción matemática exacta. Además de esto, es imposible obtener una descripción física del reservorio con un 100% de precisión. Las propiedades físicas del reservorio con un alto grado de exactitud solo se dan en la localización del pozo. Entre los pozos o en el reservorio los datos que no son del subsuelo son válidos. La descripción física solo puede ser deducida. A mayor perforación, mejor definición del reservorio.
Sin embargo, la tomografía sísmica en 3D y la sección transversal sísmica del pozo proveen información acerca de las porciones del reservorio que dependen de cantidades grandes de datos y mejora las técnicas de migración para proveer interpretaciones volumétricas del reservorio. La tomografía de la sección transversal aplica altas frecuencias de onda sísmica, en las cuales tanto el origen como el receptor son localizados en el fondo del pozo. Estas herramientas dan al geofísico un rol activo para ejecutar un modelo del reservorio.
La representación matemática del reservorio puede ser desde un modelo muy simple como el modelo de tipo tanque (dimensión cero) hasta ecuaciones altamente complejas que requieren métodos numéricos y computadoras para su solución (simulaciones cercanas al reservorio). En la aproximación del tipo de tanque, el ingeniero asume que el reservorio puede ser descrito con valores promedio de propiedades tales como espesor, porosidad y saturaciones de los fluidos.
Mientras la aproximación podría ser satisfactoria para problemas simples, no sería suficiente para otros propósitos. Por ejemplo, el modelo de tipo tanque, o una variación de éste, normalmente se utiliza en estimaciones volumétricas del gas original in-situ y petróleo original in-situ. En algunos reservorios esto también seria satisfactorio para los cálculos del balance de materia. Sin embargo, para aquellos reservorios como un modelo, podría ser totalmente insatisfactorio y el ingeniero podría haber concurrido a las simulaciones del reservorio.
1.8 SIMULACION DEL RESERVORIO
Mientras la complejidad del reservorio aumenta, la necesidad para una mayor representación compleja se eleva. El ingeniero debe utilizar un simulador del reservorio para predecir el comportamiento del reservorio por debajo de varios proyectos desarrollados.
Los simuladores de reservorios modernos están basados en el modelo de tipo tanque, que conforma la base de la Ingeniería de reservorios. Sin embargo, así se considere al reservorio como una unidad de tanque, la simulación divide al reservorio en muchas unidades de tanque que interactúan con cada uno de ellos. El número de unidades de tanque, o bloques, dependen de muchos factores, incluyendo la heterogeneidad del reservorio, el número de pozos y el desarrollo de proyectos. La heterogeneidad de los reservorios requiere un número grande de bloques.
Las ecuaciones básicas de la Ingeniería de reservorios que han sido utilizadas para describir el reservorio cuando es representado por una unidad de tanque son utilizadas en simulaciones del reservorio. En una representación de bloque simple, ni el petróleo ni el gas atraviesan el límite del tanque. Sin embargo, en una simulación con muchos bloques, cada bloque interactúa con sus vecinos. Los fluidos podrían entrar de un bloque adyacente a los otros bloques e ir a los bloques vecinos. Este movimiento en el fluido es gobernado por una ecuación de flujo establecida del pozo, conocida como la Ley de Darcy. La llegada de las computadoras modernas ha incrementado las capacidades de las simulaciones en la Ingeniería de Reservorios.
Los datos de la roca y el fluido requeridos para estudiar el reservorio asumen la representación del modelo de tanque para cada unidad de bloque en un estudio de simulación. El esfuerzo requerido para preparar aquellos datos y colocarlos a los
simuladores es la parte significativa del costo, lo que puede valer desde decenas a cientos de miles de dólares, dependiendo de la medida, complejidad y propósito del modelo.
1.9 FRONTERAS DEL RESERVORIO
Los reservorios pueden ser cerrados, de fronteras abiertas, o ambos. Si el reservorio es completamente contenido por límites de fallas sellantes se dice que este es cerrado. Algunos reservorios son completamente rodeados en su contorno por un acuífero, de esta manera sus fronteras son abiertas para el movimiento interno de agua a la zona de hidrocarburos. Otros reservorios podrían ser contenidos por fallas a lo largo de sus fronteras y por un acuífero a lo largo de lo que queda. Los mayores cálculos de Ingeniería de reservorios requieren un cuidado en el conocimiento de las condiciones de la frontera del reservorio. Este conocimiento podría establecer la posible existencia y extensión de la actividad del acuífero en el reservorio.
1.10 HETEROGENEIDADES
Todos los reservorios son heterogéneos, variando solo en sus grados de heterogeneidad. Esto significa que las propiedades físicas de la roca cambian con un cambio en la localización. Una de las heterogeneidades más importantes que necesitan considerarse en los cálculos de Ingeniería de Reservorios es la estratificación. Muchos reservorios contienen capas (estratos) de roca productiva que pueden estar comunicados o no. Estas capas pueden variar considerablemente en la permeabilidad y en el espesor. Una buena descripción de las capas y sus respectivas propiedades es crítico en la planificación de muchas operaciones EOR.
Otra heterogeneidad común en reservorios es el sistema de fallas. Las fallas pueden ser ya sea completamente o parcialmente sellos de los límites del reservorio. Las localizaciones de los pozos para producción o inyección son afectadas por los esquemas de las fallas y su efecto en las intercomunicaciones de los fluidos entre los distintos estratos. Las fallas son normalmente definidas sobre la base de los datos geológicos, geofísicos, y datos de producción.
La permeabilidad es otra propiedad heterogénea direccional. Cuando la medida de la permeabilidad varía en función de la dirección o la distancia, dependiendo de los resultados obtenidos en aquellos que han sido medidos, diremos que el reservorio es anisotrópico con respecto a la permeabilidad. La permeabilidad anisotrópica es importante para determinar el espaciamiento de los pozos y su configuración, tanto como para considerar la opción de pozos horizontales.
1.11 DATOS REQUERIDOS POR LA INGENIERIA DE RESERVIORIOS
Varios tipos de datos son utilizados en los cálculos de la Ingeniería de Reservorios. Los más importantes son:
Datos que pertenecen a la roca reservorio y su extensión
Datos que pertenecen a las propiedades de los fluidos del reservorio Datos de producción
Primero describiremos los cuatro datos relacionados a la roca reservorio y la extensión del reservorio, que son:
Geología e Interpretaciones Sísmicas Análisis de registros de pozos
Análisis de las muestras
1.11.1 Geología e Interpretaciones Sísmicas
La geología de los reservorios ayuda al ingeniero a entender la geometría externa de los reservorios tanto como su arquitectura interna. Ejemplos de los tipos de información requeridos son:
La extensión del reservorio y su cierre (La elevación de la cresta por encima del contorno mas bajo cierra completamente el reservorio)
Las barreras de flujo y las fallas
Los contactos de fluidos (interfases petróleo –agua, petróleo – gas, gas – agua) Niveles de acuíferos
Variaciones litológicas
Continuidad del reservorio en el área tanto como la dirección vertical
1.11.2 Análisis de los Registros de Pozos
Los registros de pozos proveen información in-situ acerca de la roca y su contenido en el fondo del pozo. Existen 30 tipos de registros, con estos se puede incluir la siguiente información:
Localización de la productividad y sus límites
Continuidad del estrato de la roca entre los pozos adyacentes Espesor neto
Saturaciones de petróleo, gas y agua Porosidad de la roca reservorio
Otras informaciones misceláneas, tales como las condiciones del pozo , la gradiente de temperatura en el fondo del pozo y las condiciones del cemento en el casing del agujero.
1.11.3 Análisis de las Pruebas de Pozos
Las pruebas de pozo miden la presión con que responde el pozo en periodos cortos, periodos de flujo y el comportamiento subsiguiente de la presión buildup después de ser cerrado. Varios modelos matemáticos pueden ser utilizados para determinar las características del reservorio que respondan a un comportamiento particular de relación de presión de flujo. En particular, la permeabilidad, la presencia de las fallas cercanas a los límites o los contactos de los fluidos podrían ser determinadas de un análisis de los datos de las pruebas de pozos. Mantener muy en claro que las características de la roca del reservorio al ser determinadas de las pruebas de pozo son valores promedios del área del reservorio el cual está en contacto durante la prueba.
1.11.4 Análisis de Muestras
Las muestras proveen datos petrofísicos esenciales a la Ingeniería de Reservorios. Los datos básicos de las muestras tales como la permeabilidad, porosidad y saturaciones de los fluidos ayudan al ingeniero a decidir y evaluar el comportamiento del reservorio, estimando hidrocarburos in-situ y reservas, evaluando la factibilidad de proyectos de Recuperación Mejorada y proveyendo datos para reservorios en los estudios de simulaciones.
Un segundo tipo de datos utilizados en Ingeniería de Reservorios consiste en las propiedades de los fluidos del reservorio y cómo éstos reaccionan a los cambios de presión y temperatura del reservorio. El cálculo de hidrocarburos originales in-situ y volúmenes en
superficie requieren esos datos. Los cálculos cuantitativos de las reservas recuperables requieren estimaciones o determinación en laboratorio del factor volumétrico de formación, relación gas-petróleo y compresibilidades tanto del petróleo como del gas, todos en función de la presión. La determinación de los caudales de producción del petróleo o gas requieren conocer sus respectivas viscosidades a las condiciones del reservorio. Cualquier contribución en la práctica de los métodos EOR (Enhanced Oil Recovery) requieren comprensión de los efectos del método en particular empleado en el comportamiento del petróleo en el reservorio. (ej. la reducción de la viscosidad del petróleo en un flujo de vapor).
Los datos de los fluidos del reservorio son generalmente determinados por análisis en laboratorios obtenidos cuidadosamente y de muestras representativas de los fluidos originales del reservorio.
Donde la obtención de muestras es imposible, correlaciones empíricas son válidas para estimar propiedades del petróleo, gas y agua.
1.12 DATOS DE PRODUCCIÓN
Estos son otro tipo importante de datos utilizados en los cálculos de Ingeniería de Reservorios. Para datos de producción, generalmente se dan a conocer cuidadosamente los volúmenes producidos del petróleo, gas y agua en función del tiempo. La presión en función del tiempo es también extremadamente importante. El análisis de las curvas de declinación y ecuación de Balance de Materia de los reservorios de petróleo y gas requieren datos de producción exacta para pronosticar valores técnicos.
El control exacto de la producción puede variar de un campo a otro, particularmente en grandes desarrollos de offshors donde los pozos aislados y “plataformas satelitales” excluyen las mediciones individuales de los volúmenes de los pozos de producción basados en pruebas mensuales de pozos. En áreas con altos caudales de producción de agua, la precisión de los cortes medidos de agua también llegan a ser un factor importante. Algunas estimaciones de los datos confiables de producción podrían ser utilizados por el Ingeniero para sus cálculos.
2.1 INTRODUCCION
Los sistemas de hidrocarburos que se producen naturalmente y se encuentran en reservorios de petróleo son mezclas de componentes orgánicos que tienen comportamiento multifase sobre un amplio rango de presiones y temperaturas. Estas acumulaciones de hidrocarburos pueden ocurrir en estado gaseoso, estado líquido, estado sólido o en varias combinaciones de gas, líquido y sólido.
Estas diferencias en el comportamiento de fases, juntamente con las propiedades físicas de la roca reservorio que determina la facilidad relativa con que el gas y el líquido son transmitidos o retenidos, resulta en diversos tipos de reservorios de hidrocarburos con comportamientos complejos. Frecuentemente, los ingenieros petroleros tienen la tarea de estudiar el comportamiento y las características de un reservorio de petróleo y determinar el curso del futuro desarrollo y producción que podría maximizar la ganancia.
El objetivo de este capítulo es revisar los principios básicos del comportamiento de fases de los fluidos del reservorio e ilustrar el uso de los diagramas de fase para clasificar los tipos de reservorios y los sistemas de hidrocarburos nativos.
2.2 CLASIFICACION DE RESERVORIOS Y FLUIDOS
Los reservorios de hidrocarburos se clasifican en forma general en reservorios de petróleo y de gas. Esta clasificación general se subdivide a su vez dependiendo de:
La composición de la mezcla de hidrocarburos del reservorio Presión y temperatura inicial del reservorio
Presión y temperatura de la superficie de producción
Las condiciones bajo las cuales existen estas fases son de gran importancia práctica. La determinación experimental o matemática de estas condiciones se expresan convenientemente en diferentes tipos de diagramas comúnmente denominados diagramas de fases. Uno de estos diagramas es el diagrama presión-temperatura
2.3 DIAGRAMA PRESIÓN – TEMPERATURA
La Figura 2.1 muestra un diagrama típico presión-temperatura de un sistema multi-componente con una composición global específica. Aunque un sistema de hidrocarburos diferente podría tener un diagrama de fases diferente, la configuración general es similar.
Estos diagramas presión-temperatura multicomponentes esencialmente se usan para: Clasificar reservorios
Clasificar los sistemas de hidrocarburos producidos naturalmente Describir el comportamiento de fases del fluido de reservorio
Para comprender completamente el significado del diagrama de presión – temperatura, es necesario identificar y definir algunos puntos clave del diagrama:
2.3.1 Cricondenterma (Tct)
Se define como la temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases en equilibrio, más allá de la cual no puede formarse líquido independiente de la presión (punto D). La presión correspondiente es denominada presión cricondenterma (Pct).
2.3.2 Cricondenbarica (Pcb)
Es la presión máxima a la que pueden coexistir dos fases en equilibrio, más allá de la cual no se forma gas independiente de la temperatura (punto G). La temperatura correspondiente es denominada temperatura cricondenbárica (Tcb).
Pi 1 Pcb G Pi 2 Pc Pi 3 Pct D Tcb Tc Tct
Figura 2.1 Diagrama P-T típico para un sistema multicomponente 2.3.3 Punto Critico (C)
El punto crítico de la mezcla multicomponente es aquel punto de presión y temperatura en el cual todas la propiedades intensivas de la fase líquida y de la fase gaseosa son iguales (punto C). En este punto se unen la curva de punto de rocío y la curva de punto de burbuja. En el punto crítico, la presión y temperatura correspondientes se denominan presión crítica Pc y temperatura crítica Tc de la mezcla.
2.3.4 Curva Envolvente de Fases (región de dos fases)
Es el lugar geométrico encerrado por las curvas de punto de rocío y punto de burbuja (línea BCA). Dentro de esta curva coexisten en equilibrio la fase liquida y la fase gaseosa y se identifica como la fase envolvente del sistema de hidrocarburos.
2.3.5 Curvas de Calidad
Son las curvas segmentadas dentro del diagrama de fases. Todas las curvas de calidad convergen en el punto crítico (punto C) y representan las condiciones de presión y temperatura para el porcentaje de liquido existente en la región de dos fases.
2.3.6 Curva de Punto de Burbuja
Es la línea de separación entre la fase líquida y la región de dos fases (línea AC). Formada por los puntos donde aparece la primera burbuja de gas ante un descenso de presión manteniendo la temperatura constante
2.3.7 Curva de Punto de Rocío
Es la línea de separación entre la fase gaseosa y la región de dos fases (línea BC). Formada por los puntos donde aparece la primera gota de líquido ante un incremento de la presión a temperatura constante
2.4 CLASIFICACION GENERAL DE LOS RESERVORIOS
En general los reservorios son clasificados sobre la base de la ubicación del punto que representa la presión inicial del reservorio Pi y la temperatura Ti con respecto al diagrama presión–temperatura del fluido de reservorio. Según esto, los reservorios pueden clasificarse básicamente en dos grandes tipos:
Reservorios de petróleo.- Si la temperatura Ti del reservorio es menor que la temperatura crítica Tc del hidrocarburo, el reservorio se clasifica como un reservorio de petróleo
Reservorios de gas.- Si la temperatura Ti del reservorio es mayor que la temperatura crítica Tc del hidrocarburo, se considera que es un reservorio de gas
2.5 RESERVORIOS DE PETRÓLEO
Dependiendo de la presión inicial del reservorio Pi, los reservorios de petróleo se
pueden subclasificar en las siguientes categorías:
2.5.1 Reservorios de Petróleo Sub-saturado.
Si la presión inicial del reservorio Pi, (representada por el punto 1 en la Figura 2.1) es
mayor que la presión del punto de burbuja Pbdel fluido de reservorio, el reservorio se conoce
como reservorio de petróleo sub-saturado
2.5.2 Reservorio de Petróleo Saturado.
Cuando la presión inicial del reservorio Pies igual a la presión del punto de burbuja del
fluido de reservorio, como se muestra por el punto 2 en la Figura 2.1, el reservorio se llama reservorio de petróleo saturado.
2.5.3 Reservorio con Casquete de Gas.
Si la presión inicial del reservorio es inferior a la presión del punto de burbuja del fluido de reservorio como indica el punto 3 de la Figura 2.1, el reservorio se conoce como reservorio con casquete de gas o reservorio de dos fases, en estos el gas o fase vapor está por encima de la fase petróleo. La línea de calidad apropiada da la relación del volumen del casquete de gas al volumen de petróleo del reservorio.
2.6 TIPOS DE PETROLEO
El petróleo crudo abarca un amplio rango en propiedades físicas y composiciones químicas, es a menudo importante ser capaces de agruparlos en amplias categorías de petróleos relacionados. En general los petróleos crudos se clasifican en los siguientes tipos: Petróleo negro
Petróleo crudo de bajo encogimiento
Petróleo crudo cerca al crítico
Esta clasificación se basa principalmente en las propiedades del petróleo crudo incluyendo las propiedades físicas, composición, RGP, apariencia y diagrama de fase presión.-temperatura.
2.6.1 Petróleo Negro.
Un diagrama de fase P-T típico para petróleo negro se muestra en la Figura 2.2 Nótese que las líneas de calidad que están casi igualmente espaciadas caracterizan este diagrama de fases de petróleo negro. Siguiendo la ruta de reducción de presión indicada por la línea vertical EF de la Figura 2.2, la curva de encogimiento del líquido, como se muestra en la Figura 2.3, se prepara graficando el porcentaje de volumen líquido como función de la presión. La curva de encogimiento del líquido se aproxima a una recta salvo a presiones muy bajas. Cuando se produce, el petróleo negro normalmente genera RGP`s entre 200–700 scf/STB y gravedades API de 15 a 40. El petróleo en tanque de almacenamiento es normalmente de color café a verde oscuro.
Figura 2.2 Un diagrama p-T típico para petróleo negro.
2.6.2 Petróleo de Bajo Encogimiento.
Un diagrama de fase P-T típico para petróleo de bajo encogimiento se muestra en la Figura 2.4. El diagrama se caracteriza por líneas de calidad que están espaciadas cercanamente próximas a la curva del punto de rocío. La curva de encogimiento líquido, como se ve en la Figura 2.5, muestra las características de coexistencia de esta categoría de petróleo crudo. Las otras propiedades asociadas de este tipo de petróleo son:
Factor volumétrico de formación de petróleo menor a 1.2 bbl/STB RGP menor a 200 scf/STB
Gravedad del petróleo menor a 35° API Negro o coloreado profundamente
Recuperación de líquido sustancial en condiciones de separador indicado por el punto G de la línea de calidad de 85% de la Figura 2.4.
Figura 2.4 Un diagrama de fase típico para petróleo de bajo encogimiento.
Figura 2.5 Curva de encogimiento líquido para petróleo de bajo encogimiento. 2.6.3 Petróleo Crudo de Alto Encogimiento (Volátil).
El diagrama de fase para petróleo crudo de alto encogimiento (volátil) se ve en la Figura 2.6. Nótese que las líneas de calidad están juntas y próximas a la curva del punto de
burbuja y están más ampliamente espaciadas a presiones bajas. Este tipo de crudo se caracteriza por alto encogimiento líquido inmediatamente bajo el punto de burbuja como se muestra en la Figura 2.7. Las otras propiedades características de este petróleo son:
Factor volumétrico de formación de petróleo menor a 2 bbl/STB RGP entre 2,000–3,200 scf/STB
Gravedades del petróleo entre 45–55° API
Baja recuperación líquida a condiciones de separador como indica el punto G Figura 2.6 Color verduzco a naranja
Otra característica de los reservorios de petróleo volátil es que la gravedad API del líquido de tanque de almacenamiento aumenta a futuro.
Figura 2.6 Un diagrama P-T típico para un petróleo crudo volátil.
Figura 2.7 Una curva típica de encogimiento líquido para petróleo crudo volátil. 2.6.4 Petróleo Crudo Cerca al Crítico.
Si la temperatura T del reservorio es próxima a la temperatura crítica Tc del sistema de hidrocarburos, como se muestra en la Figura 2.8, la mezcla de hidrocarburos se identifica como petróleo crudo cerca al crítico. Debido a que todas las líneas de calidad convergen al punto crítico una caida de presión isotérmica (como muestra la línea vertical EF en la Figura 2.8) puede encoger el petróleo crudo de 100% del volumen poral de hidrocarburos en el punto de burbuja a 55% o menos a presión de 10 a 50 psi bajo el punto de burbuja. El
comportamiento del encogimiento del petróleo crudo cerca al crítico se muestra en la Figura 2.9. Se caracteriza por un alto RGP excediendo los 3,000 scf/STB con factor volumétrico de formación de petróleo de 2.0 bbl/STB o mayor. La composición de petróleo no crítico es normalmente caracterizado por 12.5 a 20 mol% de heptano+, 35% o más de etano a hexano, y el resto metano.
Figura 2.8 Un diagrama de fase esquemático para petróleo crudo cerca al crítico.
Figura 2.9 Curva típica de encogimiento líquido para petróleo crudo cerca al crítico.
La Figura 2.10 compara la forma característica de la curva de encogimiento líquido para cada tipo de petróleo crudo.
2.7 RESERVORIOS DE GAS
En general, si la temperatura del reservorio está por encima de la temperatura crítica del sistema de hidrocarburos el reservorio se lo clasifica como reservorio de gas natural. Sobre la base de los diagramas de fase y las condiciones del reservorio, los gases naturales pueden clasificarse en cuatro categorías:
Gas de condensación retrógrada Gas condensado cerca al crítico Gas húmedo
Figura 2.10 Encogimiento Líquido para sistemas de petróleo crudo. 2.7.1 Reservorio de Gas con Condensación Retrógrada.
Si la temperatura del reservorio T cae entre la temperatura crítica Tc y el punto cricondentérmico Tct del fluido de reservorio, el reservorio se clasifica como reservorio de gas con condensación retrógrada. Esta categoría de reservorio de gas es un tipo único de acumulación de hidrocarburo en que el comportamiento termodinámico especial del fluido de reservorio es el factor central en el proceso de desarrollo y depleción del reservorio. Cuando la presión decrece en las mezclas, en vez de expandirse (si es gas) o vaporizarse (si es petróleo) como puede esperarse, ellos se contraen o se condensan.
Consideremos que la condición inicial del reservorio de gas retrógrado está representada por el punto 1 en el diagrama de fases presión-temperatura de la Figura 2.11. Debido a que la presión del reservorio esta por encima de la presión superior del punto de rocío, el hidrocarburo existe como fase simple (fase vapor) en el reservorio. Cuando la presión del reservorio declina isotérmicamente durante la producción desde la presión inicial (punto 1) a la presión superior de punto de rocío (punto 2), la atracción entre las moléculas de los componentes livianos y pesados causa que se muevan separándose cada vez más. Cuando esto ocurre, la atracción entre moléculas de componente pesado llega a ser más efectiva; por tanto, el líquido comienza a condensarse.
Este proceso de condensación retrógrada continúa con la presión decreciente hasta que el goteo líquido alcanza su máximo en el punto 3. Posterior reducción en la presión permite que las moléculas pesadas comiencen el proceso normal de vaporización. Este es el proceso donde menos moléculas de gas bloquean la superficie líquida y causa que más moléculas abandonen frente a las que entran a la fase líquida. El proceso de vaporización continúa hasta que la presión del reservorio alcanza la presión inferior del punto de rocío. Esto significa que todo el líquido formado debe vaporizarse porque todo el sistema es esencialmente vapor en el punto de rocío inferior.
La Figura 2.12 muestra una curva típica de encogimiento del volumen líquido para un sistema de condensado. La curva se llama comúnmente curva de goteo de líquido. En la mayoría de los reservorios de gas condensado el volumen de líquido condensado raramente excede más de 15%–19% del volumen poral. Esta saturación de líquido no es tan grande como para permitir que fluya cualquier líquido. Se debe reconocer, sin embargo, que alrededor del pozo donde la caída de presión es alta, bastante líquido de goteo puede acumularse para dar flujo bifásico de gas y líquido retrógrado.
Figura 2.12 Una curva típica de goteo de líquido.
Las características físicas asociadas de esta categoría son:
RGP entre 8,000 y 70,000 scf/STB. Generalmente, la RGP para un sistema condensado aumenta con el tiempo debido al goteo de líquido y la perdida de componentes pesados en el líquido.
Gravedad del condensado por encima de 50° API
El líquido de tanque de almacenaje es usualmente agua blanca o ligeramente coloreado. Hay una línea divisoria poco oscura entre petróleo y condensado desde el punto de vista composicional. Los fluidos de reservorio que contienen heptano y son más pesados en concentraciones de más de 12.5 % mol están casi siempre en la fase líquida del reservorio. Petróleo se ha observado con heptanos y concentraciones más pesadas tan bajas como 10% y condensados tan altos como 15.5%. Estos casos son raros, sin embargo, y usualmente tiene gravedades muy altas en líquido de tanque.
2.7.2 Reservorio de Gas Condensado Cerca al Crítico.
Si la temperatura del reservorio es cerca de la temperatura crítica, como se muestra en la Figura 2.13, la mezcla de hidrocarburos se clasifica como gas condensado cerca al crítico. El comportamiento volumétrico de esta categoría de gas natural se describe mediante la declinación de presión isotérmica como se muestra en la línea vertical 1-3 en la Figura 2.13 y también por la curva correspondiente de goteo líquido de la Figura 2.14. Debido a que todas las líneas de calidad convergen en el punto crítico, ocurre un aumento rápido de líquido bajo el punto de rocío (Figura 2.14) mientras la presión se reduce al punto 2.
Figura 2.13 Diagrama de fase típico para reservorios de gas condensado cerca al crítico.
Figure 2.14 Curva de encogimiento líquido para gas condensado cerca al crítico.
Este comportamiento puede justificarse por el hecho de que varias líneas de calidad son cruzadas muy rápidamente por la reducción en presión isotérmica. Al punto en que el
líquido cesa de aumentar y comienza a encogerse nuevamente, el reservorio va de la región retrógrada a una región de vaporización normal.
2.7.3 Reservorio de Gas Húmedo.
Un diagrama de fase típico de gas húmedo se muestra en la Figura 2.15, donde la temperatura del reservorio está por encima del cricondentermico de la mezcla de hidrocarburos. Debido a que la temperatura del reservorio excede el cricondentermico del sistema de hidrocarburos, el fluido de reservorio siempre permanecerá en la región de la fase vapor mientras el reservorio declina isotermalmente por la línea vertical A-B.
Figura 2.15 Diagrama de fase para un gas húmedo. (After Clark, N.J. Elementos de Reservorios de Petróleo, SPE, 1969.)
Cuando el gas producido fluye a la superficie, la presión y temperatura del gas declinará. Si el gas entra a la región de dos fases, una fase líquida se condensará del gas y será producido de los separadores de superficie. Esto es causado por declinación suficiente en la energía cinética de moléculas pesadas con la caída de temperatura y su subsiguiente cambio a líquido debido a las fuerzas atractivas entre moléculas. Los reservorios de gas húmedo se caracterizan por las siguientes propiedades:
RGP entre 60,000 y 100,000 scf/STB
Gravedad del petróleo de tanque de almacenaje sobre los 60° API Color agua blanca en el líquido
Condiciones de separador (presión y temperatura del separador) caen dentro de la región de dos fases.
2.7.4 Reservorio de Gas Seco.
La mezcla de hidrocarburos existe como gas tanto en reservorio como en superficie. El único líquido asociado al gas de un reservorio de gas seco es el agua. Un diagrama de fase de un reservorio de gas seco se da en la Figura 2.16. Usualmente un sistema que tiene RGP mayor a 100,000 scf/STB se considera que es gas seco.
La energía cinética de la mezcla es tan alta y la atracción entre moléculas tan baja que ninguna se une al líquido a condiciones de temperatura y presión de tanque de almacenaje. Debe resaltarse que la clasificación de los fluidos de hidrocarburos puede también caracterizarse por la composición inicial del sistema. McCain (1994) sugirió que los componentes pesados en la mezcla de hidrocarburos tiene el efecto más fuerte en las características del fluido. El diagrama ternario, como se muestra en la Figura 2.17, con triángulos equiláteros puede usarse convenientemente para definir aproximadamente los límites composicionales que separan diferentes tipos de sistemas de hidrocarburos.
Figura 2.16 Diagrama de fase para gas seco. (After Clark, N.J. Elementos de reservorios de Petróleo, SPE, 1969.)
C1+N2
Sistema de gas seco
Sistema de gas condensado Sistema de petróleo volátil Sistema de petróleo negro
Sistema de petr de bajo encogimiento Sistema de gas seco
C7+ C1-C6+ CO2
Pet bajo encogimiento Petróleo negro Petróleo volátil Gas condensado
De esta discusión se puede observar que la mezcla de hidrocarburos puede existir ya sea en estado líquido o gaseoso dependiendo del reservorio y condiciones operativas a las que se sujeta. Los conceptos cualitativos presentados pueden ser de ayuda para desarrollar análisis cuantitativo. Ecuaciones empíricas de estado se usan comúnmente como herramienta cuantitativa para describir y clasificar el sistema de hidrocarburos. Estas ecuaciones de estado requieren:
Análisis composicional detallado del sistema de hidrocarburos
Descripción completa de las propiedades físicas y críticas de los componentes individuales de la mezcla
Muchas propiedades características de estos componentes individuales (sustancias puras) se han medido y compilado a través de los años. Estas propiedades proporcionan información vital para calcular las propiedades termodinámicas de los componentes puros así como de las mezclas. Las propiedades más importantes son:
Presión crítica, pc
Temperatura crítica, Tc
Volumen crítico, Vc
Factor de compresibilidad crítico, zc
Factor acéntrico, ω Peso molecular, M
Katz y Firoozabadi (1978) presentaron un grupo generalizado de propiedades físicas
para las fracciones de petróleo desde el C6 al C45. Las propiedades tabuladas incluyen el
punto de ebullición promedio, gravedad específica y peso molecular. Los autores propusieron un juego de propiedades tabuladas que fueron generadas analizando las propiedades físicas de 26 sistemas de petróleo crudo y condensado. Estas propiedades generalizadas se dan en la Tabla 2.1.
Tabla 2.1 Propiedades Físicas Generalizadas
Grupo Tb(oR) K M Tc(oR) Pc(Psia) ω Vc(ft3/lb) Grupo C6 607 0,690 12,27 84 923 483 0,250 0,06395 C6 C7 658 0,727 11,96 96 985 453 0,280 0,06289 C7 C8 702 0,749 11,87 107 1.036 419 0,312 0,06264 C8 C9 748 0,768 11,82 121 1.085 383 0,348 0,06258 C9 C10 791 0,782 11,83 134 1.128 351 0,385 0,06273 C10 C11 829 0,793 11,85 147 1.166 325 0,419 0,06291 C11 C12 867 0,804 11,86 161 1.203 302 0,454 0,06306 C12 C13 901 0,815 11,85 175 1.236 286 0,484 0,06311 C13 C14 936 0,826 11,84 190 1.270 270 0,516 0,06316 C14 C15 971 0,836 11,84 206 1.304 255 0,550 0,06325 C15 C16 1.002 0,843 11,87 222 1.332 241 0,582 0,06342 C16 C17 1.032 0,851 11,87 237 1.360 230 0,613 0,06350 C17 C18 1.055 0,856 11,89 251 1.380 222 0,638 0,06362 C18 C19 1.077 0,861 11,91 263 1.400 214 0,662 0,06372 C19 C20 1.101 0,866 11,92 275 1.421 207 0,690 0,06384 C20 C21 1.124 0,871 11,94 291 1.442 200 0,717 0,06394 C21 C22 1.146 0,876 11,95 300 1.461 193 0,743 0,06402 C22 C23 1.167 0,881 11,95 312 1.480 188 0,768 0,06408 C23 C24 1.187 0,885 11,96 324 1.497 182 0,793 0,06417 C24 C25 1.207 0,888 11,99 337 1.515 177 0,819 0,06431 C25 C26 1.226 0,892 12,00 349 1.531 173 0,844 0,06438 C26 C27 1.244 0,896 12,00 360 1.547 169 0,868 0,06443 C27
