tipos de fluidos de yacimiento
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7/23/2019 Tipos de Fluidos de Yacimiento
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Tipos de fluidos de yacimiento
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Contenido
• Fluido almacenado
– Diagramas de fase
• Empuje predominante
• Trampa
• Porosidad (tipo de roca)
• Presión original
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Fluido almacenado
Gas seco Gas húmedo
Gas condensadoAceitenegro
‐ PVT and Phase behavior of Petroleum Reservoir Fluids., Ali Danesh
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Fluido almacenado
Escobar, F. Ing. de Yacimientos
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Fluido almacenado
Escobar, F. Ing. de Yacimientos
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Fluido almacenado
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Análisis Stiff: agua de mar / formación
30/07/20127
[ m g/ l ] r eq u er i da PM ( g/ l ) Sales autilizar :
AGUA DE
MAR Fecha de muestreo 01-sep-05 11.435 Na+ 2 2. 9 89 8 PM ( g /m o l) R e la c io n m o la r
0.480 Ca+ 40.08 CaCl2.2H20 147.0261:2=1
Del análisis Stiff: Sales autilizar : 1.045 Mg++ 24.305 MgCl2.6H20 203.331:2=1
PM (g/mol) 0.003 Fe-3 55.847 Na2SO4 142.12:1=1
mg/l PM (g/mol) CaCl2.2H20 58.44 19.312 Cl- 35.453 NaCl 58.441:1=1
1 14 35 .2 7 Na + 2 2. 98 98 MgCl2.6H20 203.33 0.156 HCO3- 61 NaHCO3 84.011:1=148 0Ca + 40 .08 Na2SO4 119.05 2.900 SO4-- 96.064
1 04 4. 9 Mg ++ 2 4. 30 5 NaCl 58. 44 3 5. 331 33
3 Fe- 3 5 5. 847 sal (g/l) Mg++(g/l) Cl- (g/l)
1 93 12 Cl - 3 5. 45 3 MgCl2.6H20 Mg++ 0.042991 8.74139 1.0449 3.048331
15 6. 16 HC O3- 61 Cl- 0.085982
2 90 0 SO 4- - 9 6. 06 4
CaCl2.2H20 Ca+ 0.011976 1 .7 60 79 C a+ C l-
Cl- 0. 02 39 52 0 .4 8 0 .8 49 17 4
Ca++ + 2Cl-- 2H2O = CaCl2.2H20 Na2SO4 Na+ 0.060376 N a+ S O 4 --
balanceestequiométrico 1 mol 2 mol 1 mol SO4-- 0.030188 4.28974 1 . 38 8 04 1 7 2 . 9
40.08 70.906 36.03148 147.01748
molesrequeridosde Ca 0 .0 11 97 60 5 0 .0 23 95 21 0 .0 11 97 60 5NaHCO3 Na+ 0.00256 N a + H CO 3-
0 .4 8 0 .8 49 17 36 5 1 .7 60 68 83 8 H CO 3- 0.00256 0.21507 0.0588539 0.15616
gramosautilizar delasal
Subtotales:
Mg++ + 2Cl-- 6H2O= M gC l2 .g H2 O N a+ C a+ M g+ + H C O3 - S O4 -- C l- S a l in i da d ( g/ l )
2 4. 30 5 7 0. 90 6 1 08 .0 94 44 2 03 .3 05 44 1 .4 47 0 .4 80 1 .0 45 0 .1 56 2 .9 00 3 .8 98 9 .9 25 1 5. 00 7
molesrequeridosde Mg 0 .0 42 99 11 5 0 .0 85 98 23 1 0 .0 42 99 11 5Balanceco n NaCl
3.89750442
Cl acumulado
(g) 1 . 04 49 3 .0 48 33 07 7 8.7403355 7.995 12.32989 20.324
3897.50442Cl acumulado(mg/l)gramosautilizar delasal
Na+ + Cl- = T o ta l ( g/ l ) 3 5. 33 1
22.9898 35.453 58.4428 Parapreparar5 lts:
molesrequeridosde Cl 0 .4 34 78 67 8 0 .4 34 78 67 8 0 .4 34 78 67 8CaCl2.2H20 1.76 8.80
9 . 99 5 66 1 03 1 5 .4 1 44 9 56 25.4101566 MgCl2.6H20 8.74 43.71
15.4144956clororestanta gramosautilizardelasal Na2SO4 4.29 21.45
19.312clorototal NaHCO3 0.22 1.08
9.99566103Na acumulado(g) NaCl 20.32 101.62
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Conceptos
8
• Sistema – es una cantidad específica de material a estudiar, que puede ser descrita por una o más
propiedades.
• Propiedades extensivas – F = F(m: V, H, E…)
• Propiedades intensivas – F F(m): T, P, , entalpia específica, volumen específico, composición de la fase etc.,
Gravedad
específica
30/07/2012
‐ PVT and Phase behavior of Petroleum Reservoir Fluids., Ali Danesh
‐ Enhanced Oil Recovery, Larry W. Lake
Cualquier propiedad del sistema
que puede ser medida
Q / m: Propiedades específicasQ / v : Propiedades molares
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9
• Fase – Es una región homogénea de materia, donde las propiedades son continuas. Cuando se
presenta una discontinuidad ésta se relaciona con una interface y consecuentemente elsistema consiste de dos o más fases.
• Componente – Es
cualquier
entidad
química
identificable.
H20,
CH4,
C4H10,
Na,
OH
‐
.
En algunos
casos,
para
facilitar la representación del comportamiento es útil agrupar componentes de características
similares en pseudo componentes.
• Regla de las fases de Gibbs – La relación entre número de componentes: Nc, número de fases NP, número de reacciones
químicas: NR, y los grados de libertad del sistema: NF, esta dada por la regla de las fases de
Gibbs:
NF = NC – NP + 2 ‐ NR
;
El número de grados de libertad es el número de variables termodinámicas intensivas necesariaspara determinar el estado termodinámico de todas las propiedades del sistemas.
La regla de Gibbs no da el valor de las variables ni determina cuales son, solo determina elnúmero.
Conceptos
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Componentes puros , Diagrama P‐T
10
En Np = 2: NF = 1
En Np = 3: NF = 0
Punto crítico:
Pc
presión por encima de la
cual un líquido no puede
ser vaporizado a gas a
cualquier T.Tc
temperatura por encima
de la cual un gas no
puede ser condensado a
líquidoIndependiente de la
presión.En el Pc las propiedades del gas y del líquido son
idénticas
Región de transición
de liq a gas, sin
cambios discontinuos en la propiedades:
Región
supercríticaT>Tc, P>Pc
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Para componentes puros, la regla de las fases determina que solo tres fases pueden formarse a cualquier P y T.
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Diagramas Presión‐volumen molar
ESS11
‐ P1T1 : componente puro en una fase líquida.‐En un expansión isotérmica, el volumen molar aumenta pero
débilmente (liq. No compresible).‐ En P = Pv(T1) el volumen molar se incrementa conforme el componente cambia de fase de liquido a gas. Este cambio se
da a T, y P constantes.‐ P = Pv(T2), inicia con Vm mayor que T1, la vaporización se
da a una presión más alta y la curva de discontinuidad es
menor. ‐El comportamiento es similar a T >T1, pero en T = Tc, isoterma crítica, tiene pendiente cero y cero curvatura:
‐A T>Tc, las isotermas son monótonamente
decreciente con primera derivada continua
pero sin puntos de pendiente o curvatura
cero.
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Comportamiento de fases de mezclas
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Para mezclas multi componente con dos fases presentes: NF >2.‐Expansión a composición constante. ‐De P1 a P3 el material esta en una sola fase líquida. ‐En P3 comienza a formarse una cantidad de vapor = Pb
Cricondenbar: Presión por encima de la cual un liquido no
puede ser vaporizado. Ocurre en el límite de la envolvente
de fases.‐De P3 a P5 hay más formación de gas conforme se vaporiza
el líquido.
‐A
P<P5,
la
fase
líquida
casi
desaparece
quedando
solo
gotas. Presión de rocío. La envolvente de fase de este
cambio se llama curva de punto de rocío.Cricondenterma. Temperatura por encima de la cual un gas no puede ser condensado.‐A cualquier punto T, P dentro de las envolventes de fases, la
fase líquida esta en su punto de burbuja y el gas esta en su
punto de rocío.‐Ambas curvas convergen en el punto crítico.
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En mezclas, existe en general un intervalo de presión entre la
cricondenbary la Pc y entre la T crítica y la cricondenterma, donde puede ocurrir un comportamiento retrogrado: el comportamiento es opuesta a lo que dicta la intuición – una
fase gaseosa desaparece conforme se incrementa la
temperatura‐ y el fenómeno se denomina vaporización
retrógrada.
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Diagrama P‐composición
Dilución de un aceite crudo M4 con un
componente puro volátil A
‐ Conforme
la
fracción
mol
de
A
aumenta
la
envolvente migra hacia el eje vertical, creciendo la zona de gas.
‐ La envolvente de fases desaparece
conforme la curva se acerca a la curva de
presión de vapor de A.‐ Existen muchas mezcla de M4 con A, cada
una tiene su respectivo Pc en el espacio P‐T, el cual también migra al Pc del componente
puro.‐ La composición global de la mezcla en el Pc
es la mezcla crítica a esas coordenadas P,T.
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Diagramas P‐composición
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Fracción mol
de
A
Iniciando en un punto de P alto a T cte‐ Conforme se reduce la P a T cte se produce la
curva de rocío para la M1 en P6. ‐ Conforme baja la presión en la isoterma, en P5 se
localiza el Pc para la mezcla M2, por lo tanto en
estas coordenadas PT se tiene la mezcla crítica. Pero en ese punto también es otro punto de la
curva de rocío, por eso tiene la misma presión
pero diferente concentración.
‐ P4: punto de burbuja para M3 y punto de rocío
para M2‐ P1 y P2 son los puntos de rocío y de burbuja
respectivamente para el aceite no diluido.
Dado que estos diagramas son a Temperatura
constante, no se puede representar otras envolventes
a otras temperaturas. En los diagramas P‐z se sacrifica un grado de libertad, la Temperatura.
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Representación en diagramas ternarios
No es necesario determinar el comportamiento de fases con
todos los componentes dado
que la región de interés se
puede de limitar solo a tres
componentes.
1 SurfactanteCo surfactanteHidrocarburo
AguaNaCl
psedocomponente
Pseudocomponente
Healy at. al. SPEJ Oct 1074
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Diagramas ternarios
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‐Mezcla de 3 componentes puros‐Se requiere describir la composición de dos
componentes,
el
3º
se
obtienen
por
sustracción.‐Los límites del triángulo corresponden a mezclas binarias y las vértices a componentes puros.
M1 = 20 % C1, 50 % C2, 30 % C3
M3 = 100 % C2
M2 = 70 % C1, 30% C3
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‐Los diagramas ternarios son muy útiles en EOR
ya que es posible representar simultáneamente
, fases, composición global y cantidades relativas de componentes.
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Composición de fase: dos fases
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• Es posible representar la composiciónde las fases y la composición global enel mismo diagrama.
• Composición global: Ci = Ci1S1 + Ci2,S2,i= 1,2,3,
• Cij es la concentración del componentei en la fase j
• Sj es la cantidad relativa de la fase j. S1+ S2 = 1
• Por convención la fase 1será rica enC1y la fase 2 tendrá menos C1.
• Leverrule:
• S2 = C3‐C31 / C32‐C31 = C1‐C11 / C12‐C11
• E sta ec uación es una línea entre la
composición de la fase 1 y la composición
global, que tiene la misma pendiente que la
línea que pasa entre la composición de la fase
2 la composiciónglobal.
• La intersección entre estas líneas y la curva
binodal , dan la composición de las fases.
Todas estas líneas convergen en el plait point
dondelas composicionessoniguales.
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Comportamiento de tres fases
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• NF = 0.
• El estado del sistema esta completamente determinado.
• Las regiones de tres fases están
representadas en diagramas ternarios por pequeños sub triángulos dentro del un
triángulo grande.
• Dado que no hay tie lines en la región de
tres fases, los puntos invariantes de los
sub triángulos
dan
la
composición
de
la
fase en cualquier composición global dentro del triángulo.
• Los puntos A y C son mezclas en dos fases.
• El punto B está en la región trifásica
• Puntos D y E son monofásicos.
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Representación cuantitativa del equilibrio
de dos fases
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• Equilibrio de vaporización flash
• Ecuación de estado
• Relaciones
empíricas. Equilibrio de vaporización flash
A bajas presiones: Presiones parciales
Dalton, Raoult,
K a partir de Pi
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Representación cuantitativa del equilibrio
de dos fases
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• Equilibrio de vaporización flash
– Altas presiones
• Uso de presión de convergencia, que
es representada en gráficas y
funciones.
• Para la vaporización flash, a partir de fracción mol global del componente i, de Ki y ensayo y error para nv y nL.
• Las ecuaciones pueden ser usadas
para determinar líneas de calidad en
diagramas P‐T:
• Presión de burbuja (nL = 1)
• Presión de vapor (nv = 1)
• Condición necesaria para
dos fases:
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Ecuaciones de estado
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Componentes puros
Una ecuación de estado es una
relación matemática entre tres propiedades intensivas Vm, T, P.Usualmente se representa
explícitamente para la presión:
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30/07/201222
‐ Fundamentos de ingeniería de yacimientos. F.H. Escobar
Aceite
Agua
Propiedades del aceite / agua de yacimiento
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Empuje predominante
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Trampa
Estratigráficas
‐ Sucesión estratigráfica de capas impermeables‐ Por cambios laterales de facies (7 %
de las trampas)‐ Discordancias (materiales
impermeables) (3% de las trampas)
‐ Fallas de origen tectónico. Contacto de una placa
impermeable con una porosa‐ Anticlinales (80% de las trampas)
Estructurales
Trampas mixtas (10%)
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Porosidad (Tipo de roca)
Rocas
detríticas: clásticas,
siliciclásticas, terrígenas. Mezcla de
granos minerales y fragmentos de roca
derivados del interperismo y erosión.
Lodolita. Roca sedimentaria detrítica.
Granos de
tamaño
de
lodo
formado
por
mezclas de arcilla y limo. No presentan
fisilidad . ‐ Limo‐limonitas‐ Arcillas‐argilitas‐ Lutita‐ “lodo”, roca formada por arcillas que poseen fisilidad y/o laminación
Areniscas: rocas sedimentarias constituidas por granos del tamaño de
arena (de 1/16 a 2 mm).arenisca caliza
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Porosidad (Tipo de roca)
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Porosidad (Tipo de roca)Rocas carbonatadas
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Porosidad (Tipo de roca)
CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD SECUNDARIA
(ARENISCAS)‐ Porosidad secundaria intergranular (principalmente por
disolución
de
matriz
y/o
cemento).‐ Porosidad secundaria con poros fuera de tamaño (“oversized”),
cada poro debe ser mayor a los granos adyacentes, se forma por disolución de clastos, matriz y/o cemento.‐ Porosidad secundaria móldica, se pueden delinear los bordes de su precursor, se clasifica en a. moldes de granos, b. moldes de
cementos (véase también intercristalina) y c. moldes de
reemplazos.‐ Porosidad secundaria intramatriz (generalmente
microporosidad).‐ Porosidad secundaria intragranular (por la disolución parcial de
clastos).‐ Porosidad secundaria por fractura (conviene dividirla en a. por fractura de granos y b. por fractura de roca).
intergranular
fractura
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Presión inicial
Presión de sobrecarga = peso de la roca +fluidosEn la mayoría de las formaciones es del orden de
1 psi / ft
Una reducción en
la presión inicial del fluido conduce
a un incremento
de presión en el grano
Gradientes típicos:‐ Agua:0.4335 psi/ft‐ Aceite: 0.35 psi/ft‐ Gas: 0.08 psi/ft
D+14.7
D+14.7+/‐
C
0.35D+14.7
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Presión
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Presión
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¡Gracias!
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