analisis nodal san alberto

Universidad de Aquino Bolivia

Facultad de Ciencia y Tecnología

Ingeniería en Gas y Petróleo

UDABOL UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA

Acreditada como PLENA mediante R.M. 288/01

Proyecto de grado:

Metodología de Análisis Nodal para la

optimización de producción del pozo SAL X-12

del Campo San Alberto.

Realizado por:

Arnoldo Colque Gutierrez

Proyecto de Grado presentado ante la ilustre Universidad de Aquino Bolivia

como Requisito Parcial para optar al Título de Licenciatura en:

Ingeniería en Gas y Petróleo

Metodología de Análisis Nodal para la Optimización de Producción del Pozo SAL X-12 del Campo San Alberto

Universidad de Aquino Bolivia Facultad de Ciencias Exactas y Tecnología Ing. En Gas y Petróleo

Autor: Arnoldo Colque G. Santa Cruz-Bolivia 2

ÍNDICE DEL CONTENIDO

1 CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN AL PROYECTO ........................................................ 4

1.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 5

1.2. ANTECEDENTES ........................................................................................................ 6

1.3. DELIMITACIÓN ........................................................................................................... 7

1.3.1 Límite geográfico ................................................................................................... 7

1.3.2 Límite temporal ..................................................................................................... 7

1.3.3 Límite sustantivo .................................................................................................... 8

1.4 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.............................................................................. 8

1.5 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA.- .............................................................................. 8

1.6 SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCIÓN .......................... 8

1.6.1 Descripción causa-efecto y acción-fin..................................................................... 9

1.6.2 Diagrama causa-efecto......................................................................................10

1.7 OBJETIVOS.- .................................................................................................................10

1.7.1 Objetivos Generales.- .......................................................................................11

1.7.2 Objetivos Específicos.- ......................................................................................11

1.8.1 Científica.-.........................................................................................................11

1.8.2 Económica.- ......................................................................................................12

1.8.4 Personal.-..........................................................................................................12

1.9 METODOLOGIA.-.......................................................................................................12

1.9.1 Diseño de investigación y tipo de estudio. .........................................................12

1.9.2 Método de investigación. ..................................................................................12

1.9.3 Fuentes de información. ...................................................................................13




Primarias.-................................................................................................................13

Secundarias.-............................................................................................................13

1.10 ALACANSE TENTATIVO DEL PROYECTO. .................................................................13




1 CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN AL PROYECTO




1.1 INTRODUCCIÓN

Aunque los yacimientos de gas-condensado han aumentado en popularidad en las

últimas décadas en virtud al incremento del consumo del gas natural como energético,

los reservorios de gas-condensado tienen la particular característica de declinar

demasiado rápido. Principalmente, los métodos de ingeniería y operación de reservorios

para una máxima recuperación de gas-condensado difieren considerablemente con

aquellos métodos convencionales aplicables a campos de petróleo crudo y gas seco.

Uno de los factores más importantes que implica un tratamiento diferente en los sistemas

de producción de reservorios de gas-condensado es que el fluido de reservorio que se

encuentra en una fase gaseosa al momento del descubrimiento del yacimiento, adquiere

un comportamiento diferente en el momento de explotación. Tanto en el fondo del pozo

como en todo el sistema de producción, incluyendo el arreglo de fondo de pozo, tubing

de producción, choke superficial, tubería de recolección y plantas de separación o

procesamiento. Este fenómeno, implica que el análisis del sistema con el objeto de

predecir el comportamiento global del reservorio, merece un tratamiento de flujo de

fluidos multifásico.

Generalmente, los reservorios de gas condensado son explotados bajo un método de

agotamiento de presión o volumen de agotamiento constante. Es decir, que a medida que

el reservorio produce los fluidos a través del sistema de producción, la presión de la

formación disminuye.

Esta disminución de presión obliga al operador, tarde o temprano, a disminuir los

caudales de producción con el objeto de alcanzar la presión de llegada o de separación

requerida eventualmente.

En el caso particular del campo San Alberto, la presión de reservorios ha alcanzado

niveles inferiores al punto de rocío y actualmente se encara la necesidad de implementar

un ciclo de producción con compresión que permita mantener estable la producción en

los siguientes años. Sin embargo, este proyecto de compresión es previamente




soportado por un estudio de optimización de presiones, basado en un Análisis Nodal del

sistema integrado de producción.

Este estudio permite identificar áreas potenciales de reducción de caídas de presión, a las

cuales se les pueda efectuar cambios, modificaciones y ajustes con el propósito de

incrementar la presión de drawdown y por consiguiente los caudales de producción.

Este trabajo de grado intenta demostrar una metodología para el estudio de

comportamiento de reservorios de gas- condensado, con el cual se logre la predicción de

perfiles de la declinación de presión del reservorio y del sistema integrado de producción

en función a los cambios composicionales de los fluidos de producción, la hidráulica de

los sistemas de producción y de transmisión, y a partir de esta plataforma de datos,

localizar y optimizar unidades de compresión en línea (sistemas de recolección) con el

propósito de optimizar la producción del reservorio de gas-condensado del campo San

Alberto que se encuentra en una etapa de declinación natural.

1.2 ANTECEDENTES

Los campos de gas-condensado pueden ser explotados en dos diferentes modos de

producción: el de caudal superficial constante o declinación de presión, o el de presión

de fondo de pozo fluyente constante. En cualquiera de los dos casos, existe la

posibilidad de realizar la explotación a presiones por debajo del punto de rocío, con lo

cual existirá el fenómeno de condensación retrógrada.

La gran mayoría de los reservorios de gas condensado en nuestro país, como es el caso

de los mega-campos del sur de Bolivia, son de una característica de formación geológica

fisurado, y de una característica de roca de reservorio de doble porosidad.

Esto significa que a pesar de existir el fenómeno de condensación retrograda, no existe

un banking o acumulación de condensado cerca a los pozos productores y por tanto es

muy difícil lograr una re condensación (re vaporización) ni una recuperación mejorada

mediante la inyección de agua, gas o polímeros especializados para este fin.




La experiencia en la explotación de estos reservorios nos enseña que la declinación de

la presión del yacimiento alcanza a tal punto durante la vida de producción del mismo,

que se vuelve insuficiente la energía a caudales constantes para llevar los fluidos desde

el reservorio a través del sistema de estrangulación y recolección hasta las plantas de

separación y procesamiento a las presiones de diseño de las mismas.

Es por esta razón, que con el objeto de continuar la explotación del reservorio

manteniendo caudales de producción óptimos, se hace necesaria la implementación de

unidades de compresión en las líneas o sistemas de recolección.

Los análisis de optimización de producción en los reservorios de gas-condensado,

requieren por tanto simulaciones de flujo de fluidos multifásicos, que permitan el

desarrollo de perfiles de presión y temperatura para la selección de las potencias optimas

de compresión, de balances de materia y energía con los cuales se puedan dimensionar

los equipos asociados a las estaciones de compresión en línea. Dentro de este contexto,

el presente proyecto pretende la optimización del reservorio del campo San Alberto, el

cual según datos de declinación históricos requerirá de una reingeniería de producción

mediante dicha técnica de optimización.

1.3 DELIMITACIÓN

1.3.1 Límite geográfico

El campo de San Alberto está ubicado en una región exuberante y montañosa al

sur de Bolivia, en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija. Cerca de

las poblaciones de Yacuiba y Caraparí, teniendo como titular a Petrobras.

1.3.2 Límite temporal

Este proyecto de investigación está planificado para iniciar en marzo del 2013

hasta su conclusión en Junio del mismo año.




1.3.3 Límite sustantivo

El alcance de este estudio es el de establecer las condiciones operativas óptimas

que resulten en una máxima producción y recuperación del campo. A partir de la

cromatografía del gas, la relación gas-condensado y datos históricos de

producción, elaborar un modelo integrado de producción, desde el reservorio y

arreglo de pozos (tubing, casing, punzados, etc) el choke hasta la planta de

separación a través de las líneas de recolección, bajo el criterio de la evaluación

IPR´s, perfiles de presión, temperatura, slugging y velocidad erosional.

1.4 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

A raíz de la declinación de presión del reservorio del pozo SAL X-12 del campo San

Alberto y con el objeto de optimizar y mantener estable la producción, con el fin de

cumplir con los compromisos de entrega se hace necesario efectuar un Análisis Nodal

que permita identificar los componentes del sistema de producción, que constituyen con

las restricciones o contrapresión y que presente posibilidad de modificación a través de

un análisis de alternativas.

1.5 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA.-

¿Mediante el análisis nodal se podrá identificar los puntos de contrapresión y optimizar

la producción del pozo?

1.6 SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA

SOLUCIÓN

Al tratarse de un proyecto de grado que propone la solución de un problema mediante la

utilización de Análisis Nodal, se procede en primer lugar en la sistematización del

problema utilizando el modelo que plantea la relación Causa – Efecto y posteriormente

se aborda a la solución mediante la relación Acción – Fin.




1.6.1 Descripción causa-efecto y acción-fin

Causas.-

C1.- Declinación de la presión de reservorio.

C2.- Incremento de la producción de agua de formación.

C3.- Condensación retrograda.

Efectos.-

E1.- Menor energía de empuje.

E2.- Baja presión de cabeza.

E3.- Banking de condensado y mayor columna de líquidos.

Acciones.-

A1.- Identificación de nodos.

A2.- Cálculo de pérdidas de presión.

A3.- Identificación de causas de contrapresión.

Fines.-

F1.- Evaluación de IPR potenciales de producción de pozos (IPR)

F2.- Resolución de nodos

F3.- Reducción de la contrapresión por modificaciones en el sistema de

producción todo para incrementar la producción.




1.6.2 Diagrama causa-efecto

1.7 OBJETIVOS.-

E1

Menor energía de

empuje

E3

Banking de

condensado

y mayor

columna de

líquidos

SOLUCION

Uso del análisis Nodal para optimizar

la producción.

C1

Declinación

de la presión

del

reservorio.

F1

Evaluación de IPR

potenciales

de

producción

de pozo

F2

Resolución

de nodos

F3

Reducción de la contrapresión por

modificaciones

en el sistema de

producción todo

para incrementar

la producción

C3

Condensación

retrograda.

A1

Identificación

de nodos.

A2

Calculo de

perdidas de

presión.

A3

Identificación

de causas de

contra

presión.

PROBLEMA

Disminución de la producción del pozo

SAL X-12 del Campo San Alberto.

C2

Incremento

de la

producción

de agua de

formación.

Fig. 1.1: Diagrama Causa y Efecto

Fuente: Elaboración Propia

E2

Baja presión de

cabeza




1.7.1 Objetivos Generales.-

Identificación de la presiones en el sistema completo de producción mediante

Análisis Nodal.

1.7.2 Objetivos Específicos.-

Revisión de datos termodinámicos-PVT.

Cálculo de Potenciales-curvas IPR.

Análisis Nodal-verificación de puntos de funcionamiento.

Análisis de Sensibilidad.

Cálculo de perfiles de slug.

Cálculo de perfiles de velocidad erosional.

1.8 JUSTIFICACION

1.8.1 Científica.-

Sobre la base de la creciente demanda de energía en el mundo, el Gas Natural se

convirtió en una fuente de energía de rápido crecimiento en los últimos años, y se

estima una proyección exponencial para las próximas décadas, este crecimiento

en la demanda obligó a los países de con gran producción de Gas Natural a

aplicar técnicas para la optimización de producción del Gas Natural de manera

que se puedan producir los reservorios en una forma eficaz, optima y adecuada, y

así cumplir con los volúmenes de venta de gas.

Consecuentemente este trabajo de investigación aprovechara este desarrollo a

nivel mundial para optar por la utilización del método más adecuado de

optimización de la producción como lo es el Análisis Nodal.




1.8.2 Económica.-

Mediante este proyecto se pretende mejorar la recuperación de gas y de esta

manera alargar la vida productiva del pozo SAL X-12, y optimizar el caudal de

producción lo que generara mas ingresos a la empresa.

1.8.3 Social.-

Mediante este proyecto se busca mejorar los ingresos económicos del gas natural

para el departamento productor y para el estado boliviano debido a que recibirá

mayor ingreso de dinero por concepto de regalías e impuestos.

1.8.4 Personal.-

El presente trabajo de investigación facilitara a su autor la obtención del titulo de

Licenciatura en Ingeniería en Gas y Petróleo, además de ser un medio de

desarrollo personal y profesional.

1.9 METODOLOGIA.-

1.9.1 Diseño de investigación y tipo de estudio.

Según la problemática y los objetivos planteados para el presente trabajo, el

diseño de la investigación es de carácter no experimental, debido a que no se

manipulan las variables que originan la problemática.

El tipo de estudio a ser desarrollado es de carácter transversal porque la

recolección de datos es realizada en un momento único, será descriptivo porque

se describirá ampliamente los principios y características de la técnica de

Análisis Nodal ya conocidos y ampliamente aceptados a nivel mundial.

1.9.2 Método de investigación.

Se empleara el método deductivo-analítico, porque se busca dar solución a una

problemática (disminución de la producción), además analizar los beneficios

adicionales que acompañan al realizar el Análisis Nodal al sistema integral de

producción (SIP)




1.9.3 Fuentes de información.

Primarias.-

Consultas y entrevistas a ingenieros relacionados al área de producción, a

personas con especialidad en el área de tratamiento de flujo de fluidos

multifásicos.

Secundarias.-

Las fuentes secundarias estarán constituidas por informes técnicos,

bibliografía específica referida al tema, información técnica de compañías

que estén involucradas en el área.

1.10 ALACANSE TENTATIVO DEL PROYECTO.

CAPITULO I: INTRODUCCION AL PROYECTO

CAPITULO II: MARCO TEORICO

CAPITULO III: INGENIERIA DEL PROYECTO

CAPITULO IV: INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS.

CAPITULO V: EVALUACIÓN ECONÓMICA

CAPITULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

ANEXOS

BIBLIOGRAFIA

GLOSARIO TERMINOS TÉCNICOS.




2 Capítulo 2: Marco Teórico




MARCO TEORICO CONCEPTUAL

En este capítulo se hace una breve descripción de las bases teóricas necesarias para la

elaboración de la ingeniería del proyecto. Además, se presentan las bases referenciales

y normativas que reglamentan las actividades relacionadas a la Producción de un

Campo y su optimización.

2.1 ANALISIS NODAL

2.1.1 Introducción.-

El análisis nodal se define como la segmentación de un sistema de producción en

puntos o nodos, donde se producen cambios de presión.

El análisis nodal es presentado para evaluar efectivamente un sistema completo

de producción, considerando todos los compontes del sistema comenzando por la

presión de reservorio Pr y terminando en el separador, incluyendo el flujo a través del

medio poroso, flujo a través de las perforaciones de terminación, flujo a través de la

tubería de producción con posibles restricciones de fondo, flujo por la línea horizontal

pasando a través del estrangulador en superficie hacia el separador.

El objetivo principal del análisis nodal, es el de diagnosticar el comportamiento

de un pozo, optimizando la producción, variando los distintos componentes manejables

del sistema para un mejor rendimiento económico.

Para que ocurra el flujo de fluidos en un sistema de producción, es necesario que

la energía en los fluidos del reservorio sea capas de superar las perdidas de carga en los

diversos componentes del sistema. Los fluidos tienen que ir desde el reservorio hacia los

separadores en superficie, pasando por las tuberías de producción, equipos superficiales

en cabeza de pozo y las líneas de recolección. La Figura 2.1 muestra un sistema de

producción simple, con tres fases:




1) Flujo a través del medio poroso.

2) Flujo a través de la tubería vertical o direccional.

3) Flujo a través de tubería horizontal.

La Figura 2.1 muestra todos los componentes del sistema en los cuales ocurren las

pérdidas de presión, que va desde el reservorio hacia el separador.

Pérdidas de presión en medios porosos.

= Pérdidas de presión a través de la Completación.

Pérdidas de presión a través de las restricciones.

Pérdidas de presión a través de la válvula de Seguridad.

Pérdidas de presión a través de choques Superficiales.

Pérdidas de presión en líneas de flujo.

Pérdidas de presión total en la tubería de producción.

Pérdida de presión total en la línea de flujo

Fig. 2.1 Sistema de Producción

Fuente: Explotación del Gas y Optimización de la Producción José Luis Rivero




La pérdida total de presión en un sistema de producción es el punto inicial Pr menos la

presión final del fluido, El análisis de las figuras mencionadas, indican que

esta presión es la suma de las pérdidas de presión en cada componente que conforma el

sistema.

El diseño final de un sistema de producción debe ser analizado como una unidad,

puesto que, la cantidad de gas fluyente desde el reservorio hasta superficie en un pozo

depende de la caída de presión en el sistema.

La presión en cada componente es dependiente del caudal de producción, el

caudal puede ser controlado por los componentes seleccionados, siendo por lo tanto muy

importante la selección y el dimensionamiento de los componentes individuales en el

estudio de un pozo específico.

El caudal de producción de un pozo puede muchas veces estar restringido por el

comportamiento de uno de los componentes del sistema. Experiencias pasadas han

mostrado que se gasto una gran cantidad de dinero en estimular la formación, cuando la

capacidad de producción del pozo era restringido, porque la tubería o línea de flujo era

extremadamente pequeñas. Otro ejemplo de error en el diseño de terminación es

sobredimensionar las tuberías. Esto ocurre frecuentemente en pozos que se espera un

caudal de producción muy alto y cuyo resultado no es el esperado.

La Inter-relación entre caudal y presión es aprovechada por el Análisis Nodal

para resolver muchos problemas que se presentan con la excesiva resistencia al flujo y

las variaciones en el caudal durante la vida productiva del pozo, en la etapa de surgencia

natural o en la del levantamiento artificial.

2.1.2 Análisis del sistema de producción.-

La optimización de la producción en pozos de gas y petróleo para un Sistema de

Producción llamado también Análisis Nodal, tiene como objetivo el mejorar las técnicas

de terminación, producción y rendimiento para muchos pozos. Este tipo de análisis fue

propuesto por Gilbert en 1954, discutido por Nind en 1964 y Brown en 1978.




El Análisis Nodal, es el procedimiento de análisis que requiere un sistema.

Primero, la colocación de los nodos, que se pueden encontrar en diferentes partes del

pozo. Segundo, la generación del gráfico nodal, presión en el nodo versus el caudal

como una herramienta visual para determinar los parámetros dominantes del pozo.

Estas curvas generadas independientemente para cada segmento, son interceptadas en

un punto que indica la capacidad productiva del sistema para un caso particular de

componentes. (ver Figura 2.2). El análisis de esta figura muestra que la curva de flujo de

entrada (inflow) representa las presiones (aguas arriba) del nodo y la curva de flujo de

salida (outflow) representa las presiones (aguas abajo) del nodo.

2.1.3 Nodo

Un nodo es el punto donde existe un cambio en el régimen o dirección de flujo.

Los cuales se pueden dividir en nodo Común y nodo Fijo.

Fig. 2.2 Determinación de la Capacidad de Flujo





2.1.3.1 Nodo Fijo

Son los puntos terminales e inicial del sistema de producción, donde no existe

una caída de Presión.

2.1.3.2 Nodo Común

Este es el nombre que recibe una sección determinada de un sistema de

producción donde se produce una caída de presión, las caídas de presión están

expresadas por ecuaciones físicas o matemáticas que relacionan la presión y caudal. La

Figura 2.3 muestra los nodos común y fijos que se utilizan con más frecuencia

Todos los componentes aguas arriba del nodo, comprenden la sección de flujo de

entrada (inflow), en cuanto a la sección de flujo de salida (outflow) agrupa todos los

componentes aguas abajo. Es importante notar que para cada restricción localizada en el

sistema, el cálculo de la caída de presión a través del nodo, como una función del caudal,

esta representado por la misma ecuación general:

Una vez el nodo es seleccionado, se realiza un balance de presiones que representan al

nodo:

Entrada (Inflow) al nodo:

Ec. 2.1

Salida (Outflow) del nodo:

Ec. 2.2

Estas relaciones deben cumplir los siguientes requisitos:

1) El caudal que ingresa al nodo debe ser igual al de salida.

2) Solamente existe una presión en el nodo.




2.1.4 Elementos usados en el Sistema del Análisis Nodal

Considerando las variadas configuraciones de pozos de un sistema de

producción, estos elementos, también llamados componentes, pueden ser muchos debido

a que existen sistemas muy complejos de terminación. Los más comunes están

representados en la Figura 2.3.

2.1.4.1 Ubicación de los Nodos componentes

Observando la Figura 2.3, podemos determinar las posiciones de los nodos

componentes más comunes, siendo estos modificados de acuerdo a necesidades y

requerimientos del sistema de producción o políticas de producción adoptadas.

NODO POSICION TIPO

10 Línea de Petróleo al Tanque Fijo

9 Línea de venta de gas Fijo

8 Separador fijo

7 Línea de flujo horizontal Común

6 Choque Superficial Común

5 Cabeza de Pozo Fijo

4 Restricciones o choque de fondo Común

3 Tubería Vertical o Inclinada Común

2 Válvula de Seguridad Común

1 Presión Fluyente de Reservorio Fijo




2.1.4.2 Componentes que intervienen en el Análisis Nodal.-

En función a la necesidad que se tiene de cada uno de los elementos que

intervienen como componente de un sistema de producción, definiremos la

funcionalidad de los más importantes.

2.1.4.2.1 Separador.- En el proceso de separación de petróleo y gas en los

campos, no existe un criterio único para establecer las condiciones más adecuadas de

producción óptima de los equipos. El Análisis Nodal TM, esta orientado a obtener

ciertos objetivos puntuales que nos den condiciones de máxima eficiencia en el proceso

de separación; obteniendo de esta manera:

Alta eficiencia en el proceso de separación de gas –Petróleo

Mayor incremento en los volúmenes de producción

Fig. 2.3: Componentes del Sistema de Producción





Incremento en la recuperación de líquido

Disminución de costos por compresión

Estabilización de gas-condensado

2.1.4.2.2 Línea de Flujo Horizontal.- Este componente, es el que comunica

la cabeza del pozo con el separador y donde el fluido presenta un comportamiento que

obedece a las condiciones adoptadas para el sistema de producción de los pozos.

2.1.4.2.3 Línea de Flujo Vertical. - Este componente es el que comunica el

fondo del pozo con la superficie, donde el fluido presenta un comportamiento que

obedece a las condiciones de presión y temperatura, que están de acuerdo a la

profundidad. En este componente existe la mayor pérdida de energía del sistema, que va

desde el 20 al 50 % de acuerdo a la relación gas / condensado y corte de agua.

2.1.4.2.4 Choque Superficial. - Es el que controla la producción del pozo con

el cual se puede aumentar o disminuir el caudal de producción, siendo que en este

componente se produce una presión diferencial que puede ser calculada con una de las

muchas ecuaciones para choques o estranguladores.

2.1.4.2.5 Cabeza de Pozo.- Es un punto del sistema en el que se produce el

cambio de dirección, de flujo vertical a flujo horizontal, y de donde se toma el dato de la

presión de surgencia para conocer la energía de producción del pozo, siendo también un

punto crítico que es tomado en cuenta para su análisis dentro del sistema.

2.1.4.2.6 Válvula de Seguridad.- Este componente, es un elemento que se

instala en la tubería vertical y que opera en cualquier anormalidad del flujo que puede

ocurrir en el transcurso de la producción, siendo vital para la seguridad operativa del

pozo.




2.1.4.2.7 Choque de fondo.- De acuerdo a la necesidad de elevar la presión o

controlar la energía en el flujo de la línea vertical, así como también, tener una presión

de aporte y elevación controlada, se procede a la bajada de este tipo de restricción, por lo

que se va producir una presión diferencial en la que se tendrá una caída de presión que a

su vez puede ser calculada.

2.1.4.2.8 Presión fluyente.- Esta es muy importante para el sistema, ya que de

ella depende toda la capacidad de la instalación que se desea conectar al reservorio a

través del pozo y así producir todo el campo.

2.1.4.2.9 Completación o Perforaciones en el Fondo.- Este nodo es

muy importante en el sistema de producción debido a que comunica el reservorio con el

pozo, y de él depende mucho el potencial de entrega de pozo, debido a la disminución

del área por donde debe pasar el fluido, la cual puede ser expresada por correlaciones.

2.1.4.3 Presión Constante

El nodo 8, ubicado en un sistema de producción en el separador, establece que

existen dos presiones que no están en función del caudal de producción del reservorio.

La presión de separación es usualmente regulada a una presión de entrega de gas, planta

o la presión de succión del compresor nodo 8. Por lo tanto, la presión del separador

( ) será constante para cualquier caudal de flujo. La presión del reservorio ( ),

nombrada por el nodo 1, será también considerada constante en el momento de la prueba

o análisis. El balance de presión para el nodo en el choque se puede definir como:

Ec. 2.3

2.1.4.4 Análisis del sistema en el fondo de pozo

Si colocamos el nodo solución en el fondo de pozo, esto nos permite aislar el

reservorio de las tuberías tanto vertical como horizontal; dando la posibilidad de estudiar




varios efectos, podemos estudiar la sensibilidad al diámetro de tubería manteniendo los

parámetros de reservorio constante y la sensibilidad de los parámetros de reservorio

como la permeabilidad, daño, conductividad. Ver Figuras 2.4 y 2.5.

La ecuación de flujo de entrada y salida respectivamente son:

Ec. 2.4

Entrada =Salida

2.1.4.5 Optimización de la tubería de producción

Uno de los componentes más importantes en un sistema de producción, es la

sarta de producción. Debido a que cerca del 50 % de la pérdida total de presión en un

pozo de gas puede ocurrir por la movilización de los fluidos desde el fondo del pozo

hasta la superficie.

Un problema común en los proyectos de Completación, es el seleccionar un tamaño de

tubería de producción basados en criterios totalmente irrelevantes, como por ejemplo, el

tamaño que se tiene disponible en almacén. La selección del tamaño de la tubería de

producción debe ser hecha en base a datos disponibles, ya sea pruebas de formación o

datos de reservorio, lo cual no es posible hacerlos en pozos exploratorios por falta de

información confiable.

Fig. 2.4: Sensibilidad al Daño de la Formación





A medida que el área de flujo vertical se incrementa, las velocidades de flujo

disminuyen pudiendo llegar a generar que las condiciones de flujo sean inestables e

ineficientes, esto ocasiona que se forme un escurrimiento de líquido, formándose la

acumulación de líquido en el fondo del pozo, que podría ocasionar el ahogo o muerte del

pozo. Una situación similar se presenta en pozos de baja productividad y diámetro

excesivo de tubería, (Figura 2.6). Por el contrario, en las tuberías de producción muy

pequeñas el caudal de producción es restringido a causa de la pérdida excesiva de

fricción.

Un problema común que ocurre en la Completación de pozos de alto potencial,

es el de instalar tuberías de producción con diámetros excesivos para mantener la

seguridad. Esto con frecuencia es contraproducente, ya que disminuye la vida útil de los

pozos, a medida que la presión del reservorio decrece, los líquidos comienzan a

escurrirse por falta de velocidad del gas para arrastrar los líquidos en fondo.

La respuesta de la capacidad de producción con la variación del área de flujo, es

muy importante para poder definir el diámetro de tubería que se deba bajar a un pozo, ya

que para dos diámetros distintos de tubería obtendremos distintos caudales. Por ejemplo,

Fig. 2.5: Sensibilidad a la Permeabilidad del Reservorio





si tenemos un diámetro mayor a , el caudal aumenta un porcentaje con

respecto al caudal ; quiere decir, que estamos frente a un pozo restringido por el

comportamiento de flujo de salída (outflow). La severidad de la restricción, dependerá

del porcentaje del incremento del caudal con un cambio del tamaño de la sarta. Por el

contrario, para un el caudal es aproximadamente igual al caudal , no se

justificarán el costo de una inversión para un cambio de tamaño de tubería ver (Figura

2.6).

2.1.4.6 Efecto de Agotamiento del Reservorio

Al aislar los componentes de las tuberías tanto vertical como horizontal,

podemos observar el efecto de Agotamiento del reservorio, con su disminución de su

capacidad productiva, conforme transcurre el tiempo. Teniendo en cuenta los cambios de

la relación gas-condensado RGC y el corte de agua.

Fig. 2.6: Sensibilidad a los diámetros de tubería y línea de producción





Las intersecciones de las curvas aguas arriba y aguas abajo para las mismas

condiciones de la presión de reservorio, da como resultado las capacidades de

producción para esta relación (ver figura 2.7).

Mantener la producción en un caudal constante, implicaría una disminución de la

presión de fondo fluyente a medida que la presión del reservorio declina. Existen dos

formas para lograr esto:

La primera, es instalando un compresor para reducir la presión del separador.

La segunda, es instalando una línea de flujo y tuberías de mayor diámetro para

disminuir la caída de presión en el sistema de tuberías.

2.1.5 Análisis del Sistema Nodo en Cabeza de Pozo

Con la ubicación del nodo de solución en la cabeza del pozo (nodo 5), la línea de

flujo horizontal esta aislada facilitando el análisis de cambio de diámetro de la misma y

de la caída de presión en la línea o conducto.

Fig. 2.7: Agotamiento de Reservorio





Nuevamente el sistema total es dividido en dos componentes, constituyendo el

separador y la línea de flujo horizontal como un componente, y el reservorio más la sarta

de tubería vertical como un segundo componente; ver la Figura 2.8 muestra, el primer

componente. La línea de flujo empieza con la presión de separación incrementándose, la

presión en la línea de acuerdo a la pérdida de presión debido a los efectos de fricción y

aceleración, determinándose la presión final en cabeza de pozo para mover el caudal

asumido. La Figura 2.9, muestra el segundo componente del sistema; la linea de flujo

empieza con la presion de reservorio, la cual va disminuyendo de acuerdo a las

restrinciones encontradas, primeramente, se debe descontar la pérdida de presión

obtenida en las perforaciones en el caso que el pozo este completado, luego se descuenta

la pérdida de presión por elevación, fricción y aceleración obtenida en la tubería vertical

encontrando la presión en cabeza para cada caudal asumido.

La presión del nodo para este caso esta dada por:

Entrada (Inflow) al nodo:

Ec. 2.5

Salida (Outflow) de nodo:

Ec. 2.6

Procedimiento de cálculo:

Asumir varios valores de , y determine el correspondiente de los

métodos de inflow performance.

Determine la presión de cabeza del pozo, correspondiente para cada y

determinada en el paso 1.

Trazar un gráfico .

Utilizando una presión fija de separador y las ecuaciones en las tuberías de flujo,

calcular para varios caudales de flujo asumidos.




Trazar un gráfico vs en el mismo gráfico que en el paso 3. La

intersección da solamente el valor de y para un diámetro de línea que

ira a satisfacer ambos subsistemas.

Fig1.8 Componentes de separador y linea de flujo horizontal

Fig. 1.9 Componentes del Reservorio ytuberia vertical

Fig. 2.8: Componentes del Separador y Línea de Flujo Horizontal


Fig. 2.9: Componentes del Reservorio y Tubería Vertical





2.1.6 Análisis del Sistema en el Separador

Con la ubicación del nodo en el separador se puede dividir el sistema en dos

componentes, para optimizar la presión de separación, con los distintos diámetros de

choques en el caso de que existan. El primer componente del sistema es el separador. El

segundo componente del sistema muestra el reservorio, tubería y líneas de flujo. La

Figura 2.10 nos muestra el efecto de la presión de separación para los distintos choques

y el máximo caudal que podríamos obtener. La solución es obtenida haciendo el gráfico

, como calculado para la relación:

Ec. 2.7

Procedimiento de cálculo:

Comenzar con la presión de reservorio para calcular la presión de fondo fluyente

correspondiente para cada caudal asumido.

Determinar la presión de cabeza para cada y del paso 1, haciendo uso

de una correlación de flujo vertical.

Con la presión de cabeza del paso 2, establecer la presión del separador ,

respectiva y permisible para cada caudal.

Trazar un gráfico y determinar para varios valores de .

El incremento o reducción de presión del separador, esta ligado al comportamiento del

sistema de tubería y en particular a la línea de flujo. Al disminuir la presión del

separador se logra un incremento en el caudal del pozos y para los pozos de alta

productividad se ve reflejado mucho mejor. Muchas veces existe el criterio erróneo de

producir un pozo bajo condiciones de flujo subcrítico, siendo mejor producir bajo

condiciones críticas eliminando el efecto de contrapresión del separador al reservorio,

dejando baches de líquido en el fondo.




2.1.7 Selección del Compresor

La selección y el dimensionamiento de un compresor para aumentar la capacidad

productiva de un sistema de pozos, requieren conocer la presión de succión y descarga

requerida, además del volumen de gas para la venta y la distancia donde se debe entregar

el gas, que es usualmente fijada. En base a todos estos datos requeridos, determinamos la

descarga y succión del compresor que esta en función al caudal de gas.

La presión del separador controla la presión de succión del compresor y está

directamente relacionada con la potencia del compresor (HP) estimada de la siguiente

manera:

Ec. 2.8

Donde:

Fig. 2.10: Efecto de Presión en el separador para distintos chokes





Para R > 4.5 use 2 etapas

Para R > 20 use 3 etapas

q = MMpcsd

El siguiente procedimiento, es usado para determinar los parámetros de diseño

necesarios y la potencia requerida para entregar una cantidad de gas a una presión fijada

en la línea de venta:

2.1.8 Análisis del Sistema para pozos con Restricciones Superficiales

La Figura 1.11 muestra una descripción física del pozo con un choque de

superficie instalado. Puesto que el choque de cabeza esta usualmente representado por el

nodo 2 de acuerdo a la ubicación de los nodos, mostrada en la Figura 1.3, es

seleccionado para resolver el problema y determinar los caudales posibles para

diferentes diámetros de choque.

La solución es dividida en dos partes:

1.- La primera parte, sigue exactamente el procedimiento descrito en la sección

2.1.5 (análisis del sistema nodo en cabeza de pozo). En este caso, el desempeño de

la curva vertical del IPR representará la presión aguas arriba del nodo 5,

(presión de cabeza que controla el caudal) y el desempeño de la curva del segmento

horizontal, la presión aguas abajo del nodo 5, (presión necesaria para mover el

fluido al separador). Así mismo, hemos considerado que no existe caída de presión

en el nodo, y que el caudal que se predice es donde la presión aguas arriba es igual a

la presión aguas abajo = , ver Figura 1.11. Sin embargo, sabemos que el

choque creará una caída de presión en el nodo funcional 5 para cada caudal.




2.- La segunda parte se aboca a encontrar esta caída de presión, para luego

hacer un gráfico elaborado sobre la base de los cálculos del desempeño

del choque.

La caída de presión para diferentes choques y caudales, se obtiene de la

Figura 1.12 y se hace un gráfico .

Para diferentes diámetros de choques, calcular la presión de cabeza

asumiendo varios caudales.

Tabular estos datos en una tabla, incluyendo además los valores de caída de

presión entre presión de cabeza, requerida para mover el caudal asumido a

través del choque y la presión downstream necesaria para mover el fluido al

separador.

Los tabulados son plasmados en coordenadas cartesianas, para mostrar el

comportamiento del choque se muestra en la Figura 1.12 para diferentes

diámetros de choques.

Fig 1.11 Solución de Nodo en el choke de superficie.




Las curvas del comportamiento del sistema nos indican el requerido para varios

caudales, tomando en cuenta el sistema completo desde la salida al separador. Las

curvas de desempeño del choque revelan un creado para un conjunto de caudales

considerando diferentes tamaños de choques. Los puntos de intersección de las

creadas y requeridas representan las soluciones posibles. Por ejemplo, el caudal obtenido

a través de la configuración de un pozo sin restricciones, caerá en un cierto porcentaje

con la instalación de un choque en cabeza de un diámetro particular.

Fig. 1.12 Comportamiento total del sistema incluyendo optimización del choque.




2.2 CLASIFICACION DE LOS FLUIDOS EN EL RESERVORIO

2.2.1 Introducción

Las acumulaciones de gas y de petróleo ocurren en trampas subterráneas

formadas por características estructurales, estratigráficas o ambas. Por fortuna, estas

acumulaciones se presentan en las partes más porosas y permeables de los estratos,

siendo estos principalmente areniscas, calizas y dolomitas, con las aberturas ínter

granulares o con espacios porosos debido a diaclasas, fracturas y efectos de soluciones.

Por lo que un yacimiento está definido, como una trampa donde se encuentra contenido

el petróleo, el gas, o ambas como mezclas complejas de compuestos, como un solo

sistema hidráulico conectado cuyas características no solo depende de la composición

sino también de la presión y temperatura a la que se encuentra. Muchos de los

yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidráulicamente a rocas llenas de

agua, denominadas acuíferos, como también muchos de estos yacimientos se hallan

localizados en grandes cuencas sedimentarias y comparten un acuífero común.

La temperatura de un reservorio es determinada por la profundidad y el

comportamiento del fluido en un reservorio es determinado por su composición relación

PVT. En un reservorio se tiene diferentes clases de fluido, las cuales mostramos en la

tabla 2.1. Las temperaturas críticas de los hidrocarburos más pesados son más elevadas

que los componentes livianos. De allí la temperatura crítica de la mezcla de un




hidrocarburo predominantemente compuesto por componentes pesado, es más alta que el

rango normal de temperatura en el reservorio.

Tabla 2.1 Características y composición de los diferentes tipos de fluidos en el

reservorio

Los reservorios de hidrocarburos son clasificados de acuerdo a:

La composición de la mezcla de hidrocarburos en el reservorio.

La presión y temperatura inicial del reservorio.

La presión y temperatura de producción en superficie.

El comportamiento termodinámico de una mezcla natural de hidrocarburos,

puede ser utilizado para propósitos de clasificación, tomando como base del diagrama

del comportamiento de las fases.

Componente Petróleo Petróleo Volátil Gas y

Condensado

Gas seco

C1 45.62 64.17 86.82 92.26

C2 3.17 8.03 4.07 3.67

C3 2.10 5.19 2.32 2.18

C4 1.50 3.86 1.67 1.15

C5 1.08 2.35 0.81 0.39

C6 1.45 1.21 0.57 0.14

C7+ 45.08 15.19 3.74 0.21

PM C7+ 231.0 178.00 110.00 145.00

Dens. Relativa 0.862 0.765 0.735 0.757

Color del liquido Negro

Verdoso

Anaranjado

oscuro

Café ligero Acuoso




2.2.2 Diagrama de Fases (Presión- Temperatura)

Un típico diagrama de Temperatura y Presión es mostrado en la Figura 2.1. Estos

diagramas son esencialmente utilizados para:

Clasificar los reservorios.

Clasificar naturalmente el sistema de hidrocarburos.

Describir el comportamiento de fases del fluido.

La Figura 2.1 presenta los siguientes elementos: La curva llamada envolvente de

fases, que resulta de unir las curvas de punto de burbuja y punto de rocío que muestra la

mezcla para diferentes temperaturas; curvas que se unen en el punto denominado crítico.

La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones, la primera llamada región de

líquidos, está situada fuera de la fase envolvente y a la izquierda de la isoterma crítica.

La segunda llamada región de gases, se encuentra fuera de la fase envolvente y esta a la

derecha de la isoterma crítica; La tercera y última, encerrada por la fase envolvente, se

conoce como región de dos fases, en esta región, se encuentran todas las combinaciones

de temperatura y presión en que la mezcla de hidrocarburo puede permanecer en dos

fases en equilibrio, existiendo dentro de ella, las llamadas curvas de calidad, que indican

un porcentaje de total de hidrocarburo que se encuentra en estado líquido y gaseoso.

Todas estas curvas inciden en un punto crítico. Se distinguen, además, en el mismo

diagrama, la cricondentérmica y la cricondenbárica, las cuales son la temperatura y la

presión máximas, respectivamente, que en la mezcla de hidrocarburos pueden

permanecer en dos fases en equilibrioi.

Para un mejor entendimiento de la Figura 2.1 se darán todas las definiciones y

algunos conceptos básicos asociados con el diagrama de fases.

2.2.2.1 Propiedades intensivas.-

Denominados a aquellos que son independientes de la cantidad de materia

considerada como ser: la viscosidad, densidad, temperatura, etc. función

principal de las propiedades físicas de los líquidos.




2.2.2.2 Punto Crítico.-

Es el estado a condición de presión y temperatura para el cual las propiedades

intensivas de las fases líquidas y gaseosas son idénticas, donde cuya

correspondencia es la presión y temperatura crítica.

2.2.2.3 Curva de Burbujeo (ebullición).-

Es el lugar geométrico de los puntos, presión temperatura, para los cuales se

forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida a la región de dos

fases, siendo este estado el equilibrio de un sistema compuesto de petróleo crudo

y gas, en la cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema excepto en una

cantidad infinitesimal de gas.

El yacimiento de punto de burbujeo se considera cuando la temperatura normal

está debajo de la temperatura crítica, ocurriendo también que a la bajada de la

presión alcanzará el punto de burbujeo.




2.2.2.4 Curva de rocío (condensación).-

Es el lugar geométrico de los puntos, presión – temperatura, en los cuales se

forma la primera gota de líquido, al pasar de la región de vapor a la región de las

dos fases. El punto de rocío es análogo al punto de burbuja, siendo el estado en

equilibrio de un sistema que está compuesto de petróleo y gas, lugar en la cual el

gas ocupa prácticamente todo el sistema dando excepción a cantidades

infinitesimales de petróleo.

2.2.2.5 Región de dos fases.-

Es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y rocío (cricondenbara y

cricondenterma). En esta región coexisten en equilibrio, las fases líquida y

gaseosa.

2.2.2.6 Cricondenbar.-

Es la máxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio un líquido y su

vapor.

2.2.2.7 Cricondenterma.-

Es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un líquido y su

vapor.

2.2.2.8 Zona de Condensación Retrógrada.-

Es aquella cuya zona está comprendida entre los puntos de las curvas

cricondenbar y cricondenterma (punto crítico y punto de rocío), y que a la

reducción de presión, a temperatura constante, ocurre una condensación.

2.2.2.9 Petróleo Saturado.-

Es un líquido que se encuentra en equilibrio con su vapor (gas) a determinada

presión y temperatura. La cantidad de líquido y vapor puede ser cualesquiera. En

este sentido la presión de saturación es la presión a la cual líquido y vapor están




en equilibrio. En algunos casos la presión de burbujeo o presión de rocío puede

usarse sinónimamente como presión de saturación.

2.2.2.10 Petróleo Bajo Saturado.-

Es el fluido capaz de recibir cantidades adicionales de gas o vapor a distintas

condiciones de presión y temperatura, en un fluido no saturado, la disminución

de la presión no causa liberación de gas existentes en solución en el fluido.

2.2.2.11 Petróleo Supersaturado.-

Es aquel fluido que a condiciones de presión y temperatura que se encuentra,

tiene una mayor cantidad de gas disuelto que el que le correspondería en

condiciones de equilibrio.

2.2.2.12 Saturación crítica de un Fluido.-

Es la saturación mínima necesaria para que exista escurrimiento de dicho fluido

en el yacimiento.

Inicialmente toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que

depende sólo de la composición de la mezcla. De acuerdo a esto, los yacimientos de

hidrocarburos se encuentran inicialmente, ya sea en estado monofásico (A, B, y C) o en

estado bifásico (D), de acuerdo con la composición relativa de sus presiones y

temperaturas en los diagramas de fases.

Cuando la presión y la temperatura iniciales de un yacimiento caen fuera de la región de

dos fases pueden comportarse:

1. Como yacimientos normales de gas (A), donde la temperatura del yacimiento

excede el cricondentérmico.




2. Como yacimiento de condensado retrógrado (de punto de rocío) (B), donde la

temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica del punto

cricondentérmico.

3. Como yacimientos de petróleo bajo-saturado (de punto burbujeo) © donde, la

temperatura del yacimiento está debajo de la temperatura crítica.

Cuando la presión y la temperatura iniciales del yacimiento caen dentro de la región de

dos fases pueden comportarse:

1. Como yacimientos de petróleo saturado, donde, existe una zona de petróleo con

un casquete de gas.

2. Como yacimiento de petróleo saturado sin estar asociados a un casquete de gas,

esto es, cuando la presión inicial es igual a la presión de saturación o de

burbujeo. La presión y temperatura para este tipo de yacimientos se localizan

exactamente sobre la línea de burbujeo (E).

2.2.3 Clasificación de los reservorios

Se aclara que el estado físico de un fluido de yacimiento generalmente varía con

la presión, pues la temperatura es esencialmente constante. Es práctica común clasificar

a los yacimientos de acuerdo a las características de los hidrocarburos producidos y a las

condiciones bajo las cuales se presenta su acumulación en el subsuelo. Así, tomando en

cuenta las características de los fluidos producidos, se tienen reservorios de:

Reservorio de Petróleo

Reservorio de Gas




2.2.3.1 Reservorio de Petróleo

Si la temperatura del reservorio T es menor que la temperatura crítica del

fluido del reservorio, el reservorio es clasificado como reservorio de petróleo.

Dependiendo de la presión inicial del reservorio , los reservorios de petróleo pueden

ser subclasificados en las siguientes categorías:

2.2.3.1.1 Reservorio de Petróleo Subsaturado

Si la presión inicial del reservorio , es mayor a la presión de burbuja estamos

frente a un reservorio subsaturado la cual está representada en la Figura 2.2 por el

punto 1, la cual es mayor que la presión del punto de burbuja, , y la temperatura esta

por bajo de la temperatura critica del fluido del reservorio.

2.2.3.1.2 Reservorio de Petróleo Saturado

Cuando la presión inicial del reservorio está en el punto de burbuja del fluido del

reservorio, como mostramos en la Figura 2.2, punto 2, el reservorio es llamado

reservorio saturado de petróleo.

2.2.3.1.3 Reservorio con Capa de Gas

Si la presión inicial del reservorio es menor que la presión en el punto de burbuja

del fluido del reservorio, como indica en el punto 3 de Figura 2.2, el reservorio es

predominado por una capa de gas en la zona de dos fases, la cual contiene una zona de

líquido o de petróleo con una zona o capa de gas en la parte superior.




Figura 2.2 (Diagrama de Fase (Presión y Temperatura)

En general el petróleo es comúnmente clasificado en los siguientes tipos:

Petróleo negro

Petróleo de bajo rendimiento

Petróleo de alto rendimiento (volátil)

Petróleo cerca al punto crítico

2.2.3.2 Petróleo Negro

El diagrama de fase nos muestra el comportamiento del petróleo negro en la

Figura 2.3, en la cual se debe notar qué líneas de calidad son aproximadamente

equidistantes caracterizando este diagrama de fase de petróleo negro. Siguiendo la

trayectoria de la reducción de presión indicada por la línea vertical EF, la curva de

rendimiento de líquido mostrado en la Figura 2.4, que es el porcentaje de volumen

líquido en función de la presión. La curva de rendimiento de líquido se aproxima a la

línea recta, excepto las presiones muy bajas. Cuando el petróleo negro es producido

normalmente se tiene una relación gas – petróleo entre 200 – 1500 PCS/STB y la




gravedad del petróleo esta entre 15 – 40 ºAPI. En el tanque de almacenamiento el

petróleo normalmente es de color marrón a verde oscuro.

Figura 2.3 (Diagrama de Fase petróleo negro (Presión y Temperatura))




Figura 2.4 (Curva del rendimiento líquido para petróleo negro)

2.2.3.3 Petróleo Negro de bajo rendimiento

El diagrama es caracterizado por las líneas de calidad que están espaciadas

estrechamente cerca de la curva de roció. En la curva de rendimiento de líquido (Figura

2.6) se muestra las características de rendimiento de esta categoría de petróleo. Las otras

propiedades de este tipo de petróleo son:

Factor volumétrico de la formación de petróleo menor que 1,2 bbl/STB

Relación Gas – Petróleo menor que 200 pcs/STB

Gravedad del petróleo menor que 35 ºAPI

Coloración negro

Recuperación substancial de líquido a condiciones de separación como es

indicado por el punto G sobre el 85% de línea de calidad de la Figura 2.5




Figura 2.5 (Diagrama de fase para petróleo de bajo Rendimiento)

Figura 2.6 (Curva de Rendimiento para bajo rendimiento de Petróleo)

2.2.3.4 Petróleo Volátil

El diagrama de fase para un petróleo volátil (alto rendimiento) es dado en la Figura 2.7.

Observándose que las líneas de calidad están juntas y estrechas cerca del punto de

burbuja y están más ampliamente espaciadas a bajas presiones. Este tipo de petróleo es

comúnmente caracterizado por un alto rendimiento de líquido inmediatamente por

debajo del punto de burbuja como es mostrado en la Figura 2.8. Las otras propiedades

características de este petróleo comprenden:

Factor volumétrico de la formación menor que 2 bbl/STB

Relación Gas – Petróleo entre 2000 – 3200 PCS/STB

Gravedad del petróleo entre 4,5 – 55 ºAPI




Baja recuperación de líquido a las condiciones de separador como es indicado

en el punto G en Figura 2.7.

Color verdoso para naranja

Figura 2.7 (Diagrama de fase para petróleo volátil de alto rendimiento)

Figura 2.8 (Curva de rendimiento de líquido para petróleo volátil)

2.2.3.5 Petróleo Cerca al Punto Crítico

Si la temperatura de reservorio Tr esta cerca de la temperatura Tc del sistema de

hidrocarburo mostrado en la Figura 2.9, la mezcla de hidrocarburos es identificada como

petróleo cerca al punto crítico. Porque todas las líneas de calidad convergen al punto

crítico, una caída de presión isotérmica (como se muestra en la línea vertical EF, Figura




2.9), puede llevar del 100% de petróleo del volumen poral de hidrocarburo a condiciones

iniciales al 55 % de petróleo al punto de burbuja si decae la presión en un valor de 10 a

50 psi por debajo del punto de burbuja, el comportamiento característico de

encogimiento de petróleo cerca al punto crítico es mostrado en la Figura 2.10. Este

petróleo es caracterizado por un alto GOR más de 3000 PCS/STB con un factor

volumétrico mayor a 2.0 bbl/STB. Las composiciones de este tipo de petróleo son

normalmente caracterizado por 12,5 a 20 %mol de heptano plus, 35% o más de etano a

través de hexano y el resto en metano.

Figura 2.9 (Diagrama de fase para petróleo cerca al punto crítico)

Figura 2.10 (Curva de rendimiento de líquido para petróleo cerca al punto crítico)




2.2.4 Reservorio de Gas

Con el advenimiento de las perforaciones profundas han sido descubierto

yacimientos de gas a alta presión con propiedades materialmente diferentes de aquellos

yacimientos de gas seco anteriormente encontrados. El fluido del yacimiento esta

compuesto predominantemente por metano, pero se encuentra cantidades considerables

de hidrocarburos pesados.

Si la temperatura de reservorio es mayor que la temperatura crítica del fluido, el

reservorio es considerado un reservorio de gas. Los reservorios que producen gas natural

pueden ser clasificados, esencialmente, en cuatro categorías y estas son:

2.2.4.1 Reservorio de Condensación Retrógrada de Gas

Si la temperatura del reservorio Tr está entre la temperatura crítica Tc y la

cricondentérmica Tct

del fluido el reservorio, es clasificado como reservorio de

condensación retrógrada.

El fluido existe como un gas a las condiciones iniciales del reservorio, cuando la

presión de reservorio declina a una temperatura constante, la línea del punto de rocío es

cruzada y se forma el líquido en el reservorio. Este líquido también se forma en el

sistema de tubería en el separador debido al cambio de presión y temperatura. ii.

Considérese que las condiciones iniciales de un reservorio de condensación

retrógrada de gas es presentado por el punto 1 del diagrama de fases (presión –

temperatura) de la Figura 2.11, la presión del reservorio está por encima de la presión

del punto de rocío, el sistema de hidrocarburo, el reservorio muestra una fase simple

(fase vapor). Cuando la presión de reservorio declina isotérmicamente durante la

producción, la presión inicial (punto 1) cae al (punto 2) que es la presión declinada y

esta por encima del punto de rocío; existe una atracción entre moléculas de los

componentes livianos y pesados, ocasionando su movimiento por separado, esto origina

que la atracción entre los componentes más pesados sean más efectivos de esta manera

el líquido comienza a condensarse.




Este proceso de condensación retrógrada, continúa con la precisión decreciente

antes de que llegue a su máximo condensación de líquido económico en el punto 3. La

reducción en la presión permite a las moléculas pesadas comenzar el proceso de

vaporización normal. Este es un proceso para lo cual pocas moléculas de gas golpean la

superficie líquida y causan que más moléculas entren a la fase líquida. El proceso de

vaporización continua cuando la presión de reservorio está por debajo de la presión de

roció.

2.2.4.2 Reservorio de Gas-Condensado cerca al punto crítico

Si la temperatura de reservorio esta cerca de la temperatura crítica, como es mostrado en

la Figura 2.12, la mezcla de hidrocarburo es clasificado como reservorio de gas

condensado cerca del punto crítico. El comportamiento volumétrico de esta categoría de

gas natural es descrita a través de la declinación isotérmica de presión como se muestra

en la línea vertical 1 – 3 en la Figura 2.12. Todas las líneas de calidad convergen en el

punto crítico, un aumento rápido de líquido ocurrirá inmediatamente por debajo del

punto de rocío como la presión es reducida en el punto 2, este comportamiento puede ser

justificado por el hecho de que varias líneas de calidad son cruzadas rápidamente por la

reducción isotermal de presión.

Figura 2.11 (Diagrama de fase para reservorio de gas con condensación retrograda)




Figura 2.12 (Diagrama de fase para reservorio de gas condensado cerca del punto crítico)

2.2.4.3 Reservorio de Gas-Húmedo

El diagrama de fase correspondiente a un reservorio de gas húmedo, se presenta

en la Figura 2.13, en ella se puede observar que la temperatura del reservorio es mayor

que la cricondetérmica de la mezcla, por tal razón nunca se integran las dos fases en el

reservorio, únicamente existe la fase gaseosa en el reservorio, si el reservorio es agotado

isotérmicamente a lo largo de la línea vertical A – B.

El gas producido fluye hacia la superficie, y por ende, la presión y la temperatura

de gas declinará..El gas entra en la región de dos fases, en la tubería de producción

debido a los cambios de presión y temperatura y a la separación en la superficie. Esto es

causado por una disminución suficiente en la energía cinética de moléculas pesadas con

la caída de temperatura y su cambio subsiguiente para líquido a través de fuerzas

atractivas entre moléculas.

Cuando estos fluidos llevados a superficie entran en la región de dos fases, generando

relaciones gas – petróleo entre 50000 y 120000 PCS/ BBLS, él liquido recuperable

tiende a ser transparente, con densidades menores de 0.75 gr/cm3

.iii

y los contenidos de

licuables en el gas son generalmente por debajo de los 30 Bbls/MMPC. Estos

yacimientos se encuentran en estado gaseoso cuya composición predomina un alto




porcentaje de metano que se encuentra entre 75-90 % aunque las cantidades relativas de

los componentes más pesados son mayores que en el caso del gas seco.

Figura 2.13 (Diagrama de fase para reservorio de gas húmedo)

2.2.4.4 Reservorio de Gas-Seco

Este último tipo de reservorio es lo que se conoce como reservorio de gas seco,

cuyo diagrama se presenta en la Figura 2.14. Estos reservorios contienen principalmente

metano, con pequeñas cantidades de etano, propano, y más pesados, el fluido de este

reservorio entran en la región de dos fases a condiciones de superficie, durante la

explotación del reservorio. Teóricamente los reservorios de gas seco no producen

líquido en la superficie, por ende, la diferencia entre un gas seco y un gas húmedo es

arbitraria y generalmente en sistemas de hidrocarburos que produzcan con relaciones gas

petróleo mayores de 120000 PCS/ Bbls se considera gas seco. 1




Figura 2.14 (Diagrama de fase para reservorio de gas Seco)

2.2.5 Correlaciones para determinar el punto de Rocío

En un desarrollo o explotación de un campo gasífero es muy importante conocer

la presión de rocío para evitar los problemas de condensación retrógrada, ya que el

mismo sobre lleva una mala explotación del reservorio y por ende una baja recuperación

de condensado con incidencias económicas no recomendables. Por lo tanto, para

explotar un reservorio gasífero la presión de reservorio no deberá caer por debajo de la

presión de rocío debido a la condensación del gas en el reservorio. Si la presión de

reservorio es igual a la presión de rocío se debera realizar una inyección de gas seco para

bajar el punto de rocío.

Para la determinacion del punto de rocío existen dos correlaciones existente en la

industria petrolera una correlación esta hecha en base a la composicion de fluido y a las

propiedades del c7+ La segunda correlación basada en los datos de producción de

reservorio usualmente disponible. Pero ninguna de estas correlaciones remplazara al

estudio PVT de los fluidos si se dispone de ellas, las mismas que deberán ser analizadas

para ver el grado de representatividad del fluido.

2.2.5.1 Determinación del punto de rocío con la composición del gas

La predicción de la presión de rocío no es ampliamente practicado debido a la

complejidad del comportamiento de la fase retrógrada, es necesario la determinación

experimental de la condición del punto de rocíoiv.Sage y Olds, y Et al presentaron

distintas correlaciones para determinar la presión de roció para varios sistemas de

condensado.

La presión de punto de rocío es estimada utilizando la correlación generada por Nemeth

y Kennedy, que utiliza la composición y temperaturav. Esta se describe como esa presión

en la cual los fluidos condensados iniciaran la caída de la primera gota de líquido fuera

de la fase gaseosa.




La correlación de Nemeth y Kennedy, es muy sensible a la concentración de los

compuestos de gas más pesados. Muchos análisis de gas normalmente agrupan los

componentes más pesados en un solo valor. El usuario conseguirá un cálculo mucho

mejor de la presión del punto de rocío utilizando una suposición adecuada para

propagar componentes más pesados y repetir más estrechamente el verdadero

análisis de gas.

El rango de propiedades usada para desarrollar esta correlación incluyen

presiones de roció que van de 1000 a 10000 psi y temperatura que van de 40 a 320

o F y un amplio rango de composición de reservorio. La correlación nos pueden

predecir la presión de roció en un rango de seguridad de +/- 10% para condensado

que no contienen gran cantidad de no hidrocarburo.




Ejemplo Práctico No1. Se tiene la composición del gas y se desea conocer la presión de rocío. Se tiene

una muestra recombinada cuya composición presentamos en la tabla 2.1 la presión inicial de reservorio

3916 psi gravedad API en el tanque es 58 Tr = 200 oF.

2.5.2.- Determinación del punto de rocío basado en datos de producción de

campo.




Esta correlación está basada en un paper presentado en Calgary Canadá

(SPE 75686) Denominada Correlación para determinar la presión de rocío y C7+

para reservorio de Gas Condensado en base a pruebas de producción. y parámetros

que usualmente se dispone.

Este método primeramente se basa en calcular el %C7+ en función a la relación de Gas/Condensado en

la teoria el autor presenta dos correlaciones las cuales son:

Primera Correlación

Segunda Correlación %C7

+ =f(GCR, SGg)

%C7

+ =10260*(GCR*SGg

)-0.8499

Correlación del punto de Rocío Pd = f(GCR, %C7

+,API, Tr)

Los valores de las constantes son las siguientes:

Nomeclatura

%C7

+ Porcentaje de heptano superior

Pd Presión de rocío ( psi )

GCR Relación Gas Condensado (pc/bbl)

SGg Gravedad especifica del gas del separador aire=1

Tr Temperatura de Reservorio (oF )

Ki Coeficiente de regreción

Ejercicio No2 determinar la presión de rocío con los siguientes datos de producción Tr =183 F

Relación Gas/Condensado 42711pc/bbls, API 58.8, SGg=0.65




2.6 Pruebas PVT Los fluidos encontrados en yacimientos petrolíferos son

esencialmente mezclas complejas de compuestos hidrocarburos, que contienen con

frecuencia impurezas como nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. La

tabla 2.1 presenta la composición en porcentajes molar de varios líquidos típicos

encontrados en yacimientos, junto con la gravedad del petróleo fiscal, la razón gas

petróleo de la mezcla de yacimientos y otras características de tales fluidos. La

composición del petróleo fiscal es completamente diferente a su composición a

condiciones del yacimiento, debido principalmente a la liberación de la mayor parte

del metano y etano en solución y a la vaporización de fracciones de propanos,

butanos y pentanos a medida que la presión disminuye al pasar de condiciones del

yacimiento a condiciones atmosféricas normales.

Existen dos métodos de obtener muestras de fluidos del yacimiento:

Muestreo de Fondo

Se baja un equipo especial de muestreo dentro y hasta el fondo del pozo,

sujetado por un cable con el muestrador, a pozo cerrado, luego se deja fluir el

pozo a bajos caudales para muestrear a condiciones de reservorio.

Muestreo de Superficie

Tomando muestras de gas y petróleo en la superficie y mezclándolas en las

debidas proporciones de acuerdo con la razón gas petróleo medida a tiempo de

muestreo. Las muestras deben obtenerse al comienzo de las operaciones de

producción del yacimiento, preferiblemente en el primer pozo, para que en esta

forma la muestra sea representativa del fluido original que se encuentra en el

yacimiento. La composición del fluido obtenido en el saca muestras depende de

la historia del pozo, anterior de la operación de muestreo. Si el pozo no ha sido

acondicionado adecuadamente antes de obtener la muestra, será imposible

obtener muestras respectivas de fluidos del yacimiento. Kennerly y

Reudelhumber, recomiendan un procedimiento para acondicionar debidamente

el pozo. La información obtenida del análisis de una muestra de fluido incluye

generalmente los siguientes datos:

a. Razones Gas en solución – Petróleo y Gas liberado – Petróleo y los

volúmenes de las fases líquidas.




b. Factores volumétricos, gravedad del petróleo fiscal y razones Gas –

Petróleo del separador a condiciones fiscales, para diferentes

presiones del separador.

c. Presión del punto de burbujeo de los fluidos del yacimiento.

d. Compresibilidad del petróleo saturado a condiciones del yacimiento.

e. Viscosidad del petróleo a condiciones del yacimiento como función de

la presión.

f. Análisis fraccional de una muestra de gas obtenida de la cabeza del

pozo y del fluido saturado a condiciones de yacimiento.

Para un análisis preliminar de un yacimiento, y si no se disponen de datos de

laboratorio, generalmente puede hacerse estimaciones razonables a partir de

correlaciones empíricas basadas en datos fáciles de obtener. Estos datos incluyen

gravedad del petróleo fiscal, gravedad específica del gas producido, razón gas –

petróleo al comienzo de la producción, viscosidad del petróleo fiscal, temperatura

del yacimiento y posición inicial del mismo.

Las variaciones en las propiedades de un fluido del yacimiento, de varias muestras

obtenidas en diferentes partes del yacimiento, son pequeñas y no exceden a las

variaciones inherentes a las técnicas de muestreo y análisis, esto sucede en la

mayoría de los yacimientos. Por otra parte, en algunos yacimientos, particularmente

en aquellos con grandes volúmenes de arena, las variaciones en las propiedades de

fluidos son considerables.

2.6.1 TIPOS DE PRUEBAS PVT

Las pruebas de PVT pueden realizarse de 3 maneras:

1. Proceso a composición constante (masa constante).

2. Proceso a volumen constante.

3. Proceso de liberación diferencial (petróleo negro).

2.6.1.1.- Proceso a composición constante: La composición global no cambia, se carga a la celda una

cantidad de fluido, se expande la celda o el mercurio, se agita para alcanzar equilibrio y al aumentar el

volumen el gas se va liberando. Luego se miden las variaciones de líquido y volúmenes de gas.




2.6.1.2 Proceso a Volumen constante: (Procedimiento para gas y petróleo volátil). Se carga cada celda

con un volumen suficiente de fluido, primero aumentamos el tamaño de la celda,(sacamos un volumen

de mercurio) a ese gas de expansión se lo retira y se mide su masa su composición.




Condensación retrograda.-

Formación de hidrocarburos líquidos en un yacimiento de gas cuando la presión del

yacimiento desciende por debajo del punto de rocío durante la producción. Se denomina

retrógrada porque una parte del gas se condensa en un líquido en condiciones

isotérmicas, en lugar de expandirse o evaporarse cuando baja la presión

analisis nodal san alberto

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