Los Cinco tipos de Fluidos del Yacimiento.
Antes de leer este capítulo, retome las últimas páginas del capítulo 2 y revise los diagramas de fase multicomponente. Recuerde que las cinco figuras 2-32 a 2-36 son para mezclas de petróleo. El estudio de estas figuras muestra la gran variedad de formas y tamaños de diagramas de fase. Numerosos componentes constituyen estas mezclas de petróleo. Diversos compuestos químicos se encuentran en ellas. Y los tipos y cantidades de los componentes de una mezcla concreta fijan la forma de su diagrama de fases.
El comportamiento de un fluido de yacimiento durante la producción está determinado por la forma de su diagrama de fases y la posición de su punto crítico. Nuestro conocimiento del comportamiento de las mezclas de dos componentes servirá como una guía para el comportamiento de estas mezclas multicomponentes, una revisión rápida de las primeras páginas de la sección de mezclas de dos componentes del Capítulo 2 podría ser útil. Existe una inconfundible similitud entre los diagramas de fases de las mezclas de dos componentes y mezclas multicomponentes. El capítulo 5 comienza con un breve análisis de la relación de la composición con la forma del diagrama de fases, como lo demuestran las mezclas de dos componentes. Sin embargo, el propósito principal de este capítulo es definir y describir los cinco tipos de fluidos del yacimiento petrolero. Cada una de ellas se definirá por referencia a la forma de su diagrama de fases típico. Se darán varias reglas básicas para ayudar a determinar el tipo de fluido de los datos de producción normalmente disponibles. Se discutirán muchas de las características de producción de cada tipo de fluido. Los capítulos siguientes abordarán las propiedades físicas de estos cinco fluidos del yacimiento, con énfasis en aceites negros, gases secos y gases húmedos
Diagramas de fases multicomponentes
La Figura 2-37 muestra diagramas de fases para varias mezclas de etano y n-heptano. Se trata de mezclas de dos componentes; Sin embargo, las formas de los diagramas de fase se pueden utilizar para comprender el comportamiento de mezclas multicomponentes.
La mezcla 2 de la figura 2-37 ilustra una mezcla que contiene una gran cantidad del componente ligero. La envolvente de fase es relativamente pequeña y está situada a bajas temperaturas. El punto crítico se encuentra muy abajo del lado izquierdo de la envolvente de fase y está bastante cerca del punto crítico del componente puro. Hay una gran área en la que puede producirse condensación retrógrada.
A medida que se añade componente pesado a las líneas de mezcla 3 y 4, por ejemplo, la envolvente de fase aumenta de tamaño y cubre rangos más amplios de temperatura y presión. El punto crítico se mueve hacia arriba más cerca de la parte superior. El comportamiento de fases de los fluidos multicomponentes del yacimiento es similar. Los gases del yacimiento, que son predominantemente metano, tienen diagramas de fase relativamente pequeños con temperaturas críticas no muy superiores a la temperatura crítica del metano. El punto crítico está muy abajo de la pendiente izquierda de la envolvente. Los fluidos del yacimiento contienen algo de metano, normalmente el componente más ligero. Los fluidos del yacimiento también contienen una amplia variedad de moléculas intermedias demasiado grandes. Sus diagramas de fase son extremadamente grandes y cubren una amplia gama de temperatura, análoga a la mezcla 6 de la Figura 2-37. Sin embargo, naturalmente en fluidos petroleros, el punto crítico no aparece normalmente a la derecha de la parte superior de la envolvente de fase. Solamente aquellos fluidos del yacimiento que son deficientes en los componentes intermedios (encontrados a menudo en el sur Luisiana) o que tienen nitrógeno disuelto considerable tendrán puntos críticos a la derecha de la envolvente de fase.
Los cinco fluidos del Yacimiento
Existen cinco tipos de fluidos del yacimiento. Éstos se llaman generalmente aceite negro, aceite volátil, gas retrógrado, gas húmedo y gas seco. Los cinco tipos de fluidos del yacimiento se han definido porque cada uno requiere acercamientos diferentes por los ingenieros de Yacimientos y los ingenieros de producción. El ingeniero Petrolero debe determinar el tipo de fluido de manera muy temprana en la vida del yacimiento. El tipo de fluido es el factor decisivo en muchas de las decisiones que se deben tomar con respecto al yacimiento.
El método de muestreo de fluidos, los tipos y tamaños de los equipos de superficie, los procedimientos de cálculo para determinar el aceite y el gas existentes, las técnicas de predicción de las reservas de petróleo y gas, el plan de agotamiento y la selección del método de recuperación mejorada son todos dependientes Sobre el tipo de fluido del yacimiento.
El tipo de fluido del yacimiento sólo puede confirmarse mediante observación en el laboratorio. Sin embargo, la información de producción fácilmente disponible indicará generalmente el tipo de fluido que se encuentra en el yacimiento. Se indican las reglas para la identificación de cada uno de los cinco tipos de fluidos. Tres propiedades están fácilmente disponibles: la relación inicial de gas-aceite, la gravedad del fluido del tanque de almacenamiento y el color del fluido del tanque de almacenamiento. La relación inicial de gas-aceite es, por mucho, el indicador más importante del tipo de fluido. El color del fluido del tanque de almacenamiento de manera individual no es un buen indicador del tipo de fluido. Sin embargo, la gravedad y el color fluido del tanque de almacenamiento son útiles para confirmar el fluido indicado por la relación gas-aceite producida. E fluido del yacimiento y el color fluido del tanque de almacenamiento no encajan dentro de los rangos indicados en las reglas del pulgar, las reglas fallan y el fluido del yacimiento debe ser observado en el laboratorio para determinar su tipo. No intente comparar tipos de fluidos como se definen aquí con las descripciones del yacimiento definidas por las agencias reguladoras estatales que tienen jurisdicción sobre la industria petrolera. Las definiciones legales y reglamentarias de petróleo, petróleo crudo, gas, gas natural, condensado, etc., por lo general no tienen ninguna relación con las definiciones de ingeniería que se dan aquí. De hecho, las definiciones reguladoras a menudo son contradictorias
Aceites negros
Los aceites negros consisten en una amplia variedad de compuestos químicos incluyendo moléculas grandes, pesadas, no volátiles. El diagrama de fases cubre previsiblemente un amplio rango de temperaturas. El punto crítico está situado arriba de la pendiente de la envolvente de fase.
Diagrama de fase de aceite negro
El diagrama de fase de un aceite negro típico se muestra en la Figura 5-1. Las líneas dentro de la envolvente de fase representan un volumen de fluido constante, medido como porcentaje del volumen total. Estas líneas se llaman líneas de calidad. Nótese que las lineas están espaciados uniformemente dentro de la envolvente.
La línea vertical 123 indica la reducción de la presión a temperatura constante que se produce en el yacimiento durante la producción. También se indican la presión y la temperatura del separador situado en la superficie. Cuando la presión del yacimiento se encuentra en cualquier parte a lo largo de la línea 12, se dice que está insuficientemente saturada. La palabra bajo saturado se utiliza en este sentido.
Fifura. 5-1. El diagrama de fases de un aceite negro típico con líneas de reducción isotérmica de la presión del yacimiento, 123, y las condiciones del separador superficial.
Indican que el aceite podría disolver más gas si hubiera más gas Si la presión del yacimiento está en el punto 2, el aceite está en el punto de burbuja y se dice que está saturado. El aceite contiene tanto gas disuelto como puede soportar. Una reducción de la presión liberará gas para formar una fase gaseosa libre en el yacimiento. A medida que la presión del yacimiento disminuye a lo largo de la línea 23, se genera gas adicional en el yacimiento. El volumen de gas sobre una base porcentual es cien menos el porcentaje de líquido. El punto de burbuja, punto 2, es un caso especial de saturación en el que se forma la primera burbuja de gas. Desafortunadamente, la palabra "saturado" se usa a menudo para ejemplificar punto de burbuja.
El gas adicional se desplaza del aceite a medida que se mueve desde el yacimiento a la superficie. Esto causa un cierto encogimiento del aceite. Sin embargo, las condiciones del separador se encuentran dentro de la envolvente de fase, indicando que una cantidad relativamente grande de líquido llega a la superficie
El nombre de aceite negro es un nombre inapropiado ya que el color de este tipo de aceite no siempre es negro. Este tipo de fluido de yacimiento también se ha denominado petróleo crudo de baja retracción o aceite ordinario.
Identificación de campo de aceites negros
Los aceites negros se caracterizan por tener relaciones gas-aceite iniciales de 2000 scf / STB o menos. La producción de la relación gas-aceite aumentará durante la producción cuando la presión del yacimiento caiga por debajo de la presión del punto de burbuja del aceite. El aceite en el tanque de almacenamiento por lo general tendrá una gravedad por debajo de 45 °API. La gravedad del aceite ene l tanque disminuirá ligeramente con el tiempo. El aceite del tanque de almacenamiento es muy oscuro, lo que indica la presencia de hidrocarburos pesados, a menudo negro, a veces verdoso, o marrón. El análisis de laboratorio indicará un factor inicial de volumen de formación de aceite de 2,0 res bbl/STB o menos. El factor de volumen de la formación de aceite es la cantidad de fluido del yacimiento en barriles requerida para producir un tanque de almacenamiento. Así, el volumen de aceite en el punto 2 de la Figura 5-1 se contrae a la mitad o menos en su viaje al tanque de almacenamiento. La composición determinada por el laboratorio en heptanos más será mayor de 20 por ciento en moles, un indicador de la gran cantidad de hidrocarburos pesados
Aceites volátiles
Los aceites volátiles contienen relativamente menos moléculas pesadas y más intermedias (definidos como etano a través de hexanos) que los aceites negros.
Diagrama de fases
El diagrama de fases para un aceite volátil típico, Figura 5-2, es algo diferente del diagrama de fase de aceite negro. El rango de temperatura cubierto por la envolvente de fase es algo menor, pero de mayor interés es la posición del punto crítico. La temperatura crítica es mucho menor que para un aceite negro y, de hecho, está próxima a la temperatura del yacimiento. No están espaciados uniformemente pero son desplazados hacia arriba, hacia la línea de punto de burbuja
Figura. 5-2. Diagrama de fases de un aceite volátil típico con línea de reducción isotérmica de la presión del yacimiento, 123, y condiciones de separación en superficie.
La línea vertical muestra el recorrido tomado por la reducción de la temperatura constante en la presión durante la producción. Observe que una pequeña reducción de la presión por debajo del punto de burbuja, punto 2, provoca la liberación de una gran cantidad de gas en el yacimiento. Un aceite volátil puede llegar a ser hasta un 50 por ciento de gas en el yacimiento a sólo unos pocos cientos de psi por debajo de la presión de punto de burbuja. Además, una linea de calidad con un porcentaje de fluido mucho menor cruza las condiciones del separador. De ahí el nombre de aceite volátil
Comentarios
Los aceites volátiles también se han denominado crudos de alta retracción, y aceites críticos. El conjunto de ecuaciones conocidas colectivamente como "ecuaciones de balance de materia" que se utiliza para aceites negros no funcionará para aceites volátiles. Estas ecuaciones se derivaron bajo la suposición de que el gas asociado con el líquido del yacimiento es un gas seco (definido más adelante). Esto es cierto para los aceites negros
Excepto a bajas presiones del yacimiento. Sin embargo, el gas asociado con un aceite volátil es muy rico, normalmente un gas retrógrado (definido más adelante). Este gas libera una gran cantidad de líquido a medida que se mueve hacia la superficie. A menudo, más de la mitad del fluido del tanque de almacenamiento producido durante la vida de un yacimiento de aceite volátil entró en el pozo como parte del gas. Esta situación hace que las ecuaciones del balance de materia sean inválidas para los aceites volátiles.
Identificación de campos de aceites volátiles
La línea divisoria entre aceites negros y aceites volátiles es algo arbitraria. La diferencia depende en gran medida del punto en que las ecuaciones del balance de materia empiezan a tener una inexactitud intolerable. La línea divisoria entre los aceites volátiles y los gases retrógrados es clara. Para que un fluido sea un aceite volátil, su temperatura crítica debe ser mayor que la temperatura del yacimiento. Los aceites volátiles se identifican por tener producciones iniciales de relación gas-aceite entre 2000 y 3300 scf/STB.
La relación gas-aceite productora aumenta a medida que la producción avanza y la presión del yacimiento cae por debajo de la presión de punto de burbuja del aceite. La gravedad del aceite en el tanque de almacenamiento es por lo general 40ºAPI o superior y aumenta durante la producción, ya que la presión del yacimiento cae por debajo del punto de burbuja. El aceite en el tanque de almacenamiento es de color (por lo general marrón, naranja, o en ocasiones verde)
La observación en laboratorio de aceites volátiles revelará un factor inicial de volumen de formación de aceite superior a 2,0 res bbl / STB. El aceite producido en el punto 2 de la Figura 5-2 se contraerá en más de la mitad, a menudo tres cuartas partes, en el viaje al tanque de almacenamiento.
Los aceites volátiles deben producirse a través de tres o más etapas de separación de la superficie para minimizar esta contracción. Las composiciones determinadas por el laboratorio para aceites volátiles tendrán de 12,5 a 20 por ciento en moles de heptanos más. La línea divisoria entre los aceites volátiles y los gases retrógrados de 12,5 por ciento en moles de heptanos más. Cuando la concentración de heptanos más es mayor de 12,5 por ciento en moles, el fluido de yacimiento es casi siempre líquido y presenta un punto de burbuja. Cuando la concentración de heptanos más es inferior a 12,5 por ciento en moles, el fluido del yacimiento es casi siempre gas y exhibe un punto de rocío. Cualquier excepción a esta regla normalmente no cumple las reglas generales con respecto a la gravedad y color
Figura. 5-3. Diagrama de fases de un gas retrógrado típico con línea de reducción isotérmica de la presión del yacimiento, 123, y condiciones de separación en superficie.
Gases retrógrados
El tercer tipo de fluido del yacimiento que consideraremos es el gas retrógrado Diagrama de fase de gas retrógrado.
El diagrama de fase de un gas retrógrado es algo más pequeño que el de los aceites, y el punto crítico está más abajo del lado izquierdo de la envolvente de fase. Estos cambios son el resultado de gases retrógrados que contienen menos hidrocarburos pesados que los aceites.
El diagrama de fases de un gas retrógrado tiene una temperatura crítica inferior a la temperatura del yacimiento y una cricondenterma mayor que la temperatura del yacimiento. Vea la Figura 5-3. Inicialmente, el gas retrógrado es totalmente gas en el yacimiento, punto 1. A medida que disminuye la presión del yacimiento, el gas retrógrado presenta un punto de rocío, punto 2. A medida que se reduce la presión, el líquido se condensa desde el gas para formar un líquido libre en el yacimiento. Este líquido normalmente no fluye y no puede producirse
La trayectoria de presión del yacimiento en el diagrama de fases, Figura 5-3 indica que a alguna presión baja y el líquido comienza a evaporarse. Esto ocurre en el laboratorio; Sin embargo, es probable que no ocurra en gran medida en el yacimiento porque durante la producción la composición total del fluido del yacimiento cambia.
El límite inferior de producción de la relación gas-aceite inicial para un gas retrógrado es aproximadamente 3300 scf/STB . El límite superior no está bien definido; Se han observado valores de más de 150.000 scf/STB. Relaciones gas-aceite tan elevadas indican que el diagrama de fases es mucho menor que el mostrado en la Figura 5-3. Como materia práctica, cuando la relación gas-aceite inicial de producción es superior a 50.000 scf/STB, la cantidad de aceite retrógrado en el yacimiento es muy pequeña y el fluido del yacimiento puede ser tratado como si fuera un gas húmedo (definido más adelante) La producción de relaciones gas-aceite para un gas retrógrado aumentará después de que comience la producción cuando la presión del yacimiento caiga por debajo de la presión de punto de rocío del gas. Las gravedades del aceite están entre 40 y 60 °API y aumentan a medida que la presión del yacimiento cae por debajo de la presión del punto de rocío. El líquido puede ser de color ligero, marrón, naranja, verdoso o transparente.
Los gases retrógrados presentan un punto de rocío cuando la presión se reduce a la temperatura del yacimiento. La fracción de heptanos más es menor que 12,5 por ciento en moles. El comportamiento retrógrado ocurrirá en las condiciones del yacimiento para los gases con menos del uno por ciento de heptanos más, pero para estos gases la cantidad de líquido retrógrado es insignificante.
Comentarios
Los gases retrógrados también se denominan condensados de gas retrógrado, gases condensados de grado retroactivo, condensados de gas o condensados. El uso de la palabra "condensado" en el nombre de este fluido del yacimiento produce mucha confusión. Inicialmente, el fluido es gas en el yaciiento y exhibe un comportamiento retrógrado. Por lo tanto, el nombre correcto es gas retrógrado llamado condensado.
De los yacimientos de gas retrógrado a menudo es el líquido producido en el yacimiento y se llama condensado también. Un mejor nombre es líquido retrogrado.
Una relación inicial de producción gas/aceite de 3300 a 5000 scf/STB indica un gas retrógrado muy rico, que condensará suficiente líquido para llenar el 35 por ciento o más del yacimiento. Incluso esta cantidad de líquido rara vez fluirá y normalmente no se puede producir. El gas de superficie es muy rico en y, a menudo, se procesa para eliminar el propano líquido, los butanos, los pentanos y los hidrocarburos más pesados. Estos líquidos a menudo se llaman líquidos vegetales. La relación gas-aceite en las reglas de pulgar discutidas anteriormente no incluyen ninguno de estos líquidos.
Gases húmedos El cuarto tipo de fluido del yacimiento que discutiremos será el gas húmedo.
Diagrama de fase de gas húmedo
El diagrama de fases completo de una mezcla de hidrocarburos de moléculas predominantemente más pequeñas Estará por debajo de la temperatura del yacimiento. Un ejemplo del diagrama de fases de un gas húmedo se da en la Figura 5-4. Un gas húmedo existe únicamente como gas en el yacimiento durante toda la reducción de la presión del yacimiento. La trayectoria de presión, línea 1-2, no entra en la envolvente de fase. Por lo tanto, no se forma líquido en el yacimiento. Sin embargo, las condiciones del separador están dentro de la envolvente de fase, provocando que se forme algún líquido en la superficie.
Comentarios
El líquido superficial normalmente se llama condensado, y el gas del yacimiento a veces se llama gas condensado. Esto conduce a una gran confusión entre los gases húmedos y los gases retrógrados. La palabra "húmedo" en gas húmedo no significa que el gas esté mojado con agua, sino que se refiere al líquido de hidrocarburo que se condensa en condiciones superficiales. De hecho, el gas del yacimiento está normalmente saturado con agua. Con el mismo rango de gravedad que los líquidos de los gases retrógrados, pero la gravedad del líquido en el tanque no cambia durante la vida útil del yacimiento.
Figura. 5-4. Diagrama de fases de un gas húmedo típico con línea de reducción isotérmica de la presión del yacimiento, y condiciones de separación superficial. Produciendo relaciones gas-aceite. La producción de la relación gas-aceite se mantendrá constante durante la vida de un yacimiento de gas húmedo. Para los propósitos de ingeniería, un gas que produce más de 50.000 scf/STB puede ser tratado como si fuera un gas húmedo.
Gases secos
El quinto tipo de fluido del yacimiento que consideraremos es gas seco Diagrama de Fase de Gas Seco
El gas seco es principalmente metano con algunos intermedios . La figura 5-5 muestra que la mezcla de hidrocarburos es únicamente gas en el yacimiento y que las condiciones normales del separador superficial caen fuera de la envolvente de fase. Así, no se forma líquido en el yacimiento o en la superficie
Figura. 5-5. Diagrama de fases de un gas seco típico con línea de reducción isotérmica de la presión del yacimiento, y condiciones de superficie.
Comentarios
La palabra "seca" en gas seco indica que el gas no contiene suficiente de las moléculas más pesadas para formar hidrocarburo líquido en la superficie. Por lo general, se condensa un poco de agua líquida en la superficie. Un yacimiento de gas seco a menudo se llama simplemente un yacimiento de gas. Esto lleva a una confusión porque los yacimientos de gas húmedo a veces se llaman yacimientos de gas. Además, un gas retrógrado existe inicialmente como gas en el yacimiento.
Se ha ideado un conjunto de ecuaciones conocidas colectivamente como ecuaciones de “balance de materia” de gas para determinar el gas original y predecir las reservas de gas. Estas ecuaciones se derivan para los gases secos y se pueden usar para los gases húmedos, si se toma cuidado en la definición de las propiedades de los gases húmedos Las ecuaciones son aplicables a los gases retrógrados sólo a presiones del yacimiento por encima del punto de rocío.
