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CARACTERIZACION ·o .. E.FLUIDOS DE, YACIMIENTOS PETRO,LEROS

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Se presenta en este trabajo un breve análisis de.la evolución de los

·. . .. . ,;';~·.;·~ .... J. TEYSSIER S. fluidos contenidos por los tipos de yacimientos petrvlífaos m.i.\ importantes, . tomando como base el comportamiento de fase d,· l,z mezCla de hidrocarburos que con_tienen. Se presentan, adem,ís, los

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de Explotación .

dellMP ·campo. ··· Se sugiere qué se utilice ei método de anáiisis f.VT con agotamien­

tos a volumen constante modificado, para hacer la caracterización de los fluidos contenidos en los yacimientos de aceite de alto encogimien­

. to, como una posible solución a los problemas de comport.:zmiento planteados por este tipo de yacimi.E:.nios.

INTRODUCCION

La creciente necesidad de energéticos· en el. mundo, ha dado como resultado la urgente necesi­dad de incrementar el número y tipo d,e fuentes de energía. Puesto que actualmente la mayor fuente de. energéticos, es. el petróleo, labúsqueda de nue­vos yacimientos petrolíferos se efectúa acelerada­mente, taritó en sentido areal, como verrid.I;y a medida que la búsqueda en sentido areal se inten­sifica, se le incrementa, también a mayores pro­fundidades.

Los importantes descubrimientos de hidrocar-· buros al sur de nuestro país, además de haber producido un cambio substancial en la magnitud de las reservas, han enfrentpdo al ingeniero petrolero con facetas de la tecnología de e.Xplotaci6n de las que carece de antecedentes y que, sin embargo, habrá de dominar a ritmo acelerado.

Al aumentar la profundidad de las acumula­ciones de petróleo, éste se encuentr.a a condiciones de presión y temperatura más elevadas, que influ­yen en la relación de componentes ligeros y pesa-

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dos qUe c<?ntiene; E'·~· té~m-in_os· ger:t.~raJes:··ej ·C'-~f:l~¿._ · ·· nido ~e, componentes ligeros· en', un pctré,).e~~ se incrementa con la temperatura y ésta, a su vei,(:on la profundidad, dabdo como resuitado que .)os hidrocarburos líquidos tncontrados a m~~ror pro­fundidad sean fluidos de tipo ligero, 'corl·: grandes volúmenes de gas en solución:y gue al lk\1 arse a la superficie exhiban fuertes encogimich.i:oS.. ,.

' Los fluidos provenientes de u,n yacimiento petrolífero en rale·s condiciones, son eí resultado Je las serie de c;ambios termodinámicos que ha sufrido la mezcla original de hidrocarburos, debido a los cambios en la presión y temperatura, en su trayec­to desde el seno de la roca almacenad ora hasta las estaciones de recolección en la superficie.

Lo aJ1terior, da. como resultado que los fluidos en dichas estaciones -pueden, guardar, poca o' ningu­na semejanza con los fluidos existentes ·en el y'aci­miento del cual provienen. Lo á'nrerior: conduce a sit~aciones en las qué los conceptos y procedimien­tos de análisis PVT convencionales dejan de ser aplicables y se requiere la revisión, tanto de algunos aspectos reb.tivos al uso de técnicas modificadas de

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obtención de parámetros,· como de las considera­ciones termodinámicas básicas que fundamentan su interpretación práctica. · ·

El paso siguiente al descubrimiento de un yaciiJ1iento de hidrocarburos, lo es, el tratar de ,colocar los fluidqs que· contiene dentro de una clasificación preestablecida y confiable, que permi­ta citarlos con propiedad. El objetivo de esté traba­jo, es familiarizar al ingeniero petrolero con los principales parámetros de clasificación de fluidos, con la interpretación de su significado y con las técnicas de medición que se emplean en el labora­torio, con la intención de que pueda ubicar con claridad los fluidos de un yacimiento petrolero dado, utilizando criterios basados en c;onceptos simples de termodinámica de fases. ·

TIPOS DE YACIMIENTOS

El comportamiento termodinámico de ·una· mezcla natural· de hidrocarburos, puede utilizarse para propó,s_itos de clasificación; tomando como· base su diagrama de compor'tamiento de fases, el cual, en una gráfica temperatura-presión como la mostrada en. la Fig. 1, presenta los siguientes elementos: La curva.llamada em·0lvenre de fases, que resurta de unir las curvas de puntos de burbuja y puntos de rocío que exhibe la mezcla a diferentes temperaturas; ctirvas que se unen en el punto denominado punto crúico. La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones, Ja primera, llamada región de líquidos, está situada fuera d~ la envol\'ente d.e. fases y a la izquierda de la isoterma crítica; la segunda, llamada región de gases, se encuentra fuera de la envolvente de fases y a la derecha de la isoterma crítica; la última, encerrada por la envolvente de fases, se conoce como región

· de dos fases; en está región, se encuentran todas las combinaciones de temperatura y presión en que la mezcla de hidrocarburos puede permanecer en qQs fases en equilibrio, existiendo dentro de ella, las llamadas curvas de calidad, que indican el porcenta­je del total de hidrocarburos que se encuentra en estado líquido. Todas estas. curvas inciden en el punto crítico. Se distinguen, además, en ~l mismo diagrama, la cricondenrerma y a la cricondenbara, que son la temperatura y presión máximas, respec­tivamente, a las cuales ia mezcla de hidrocarburos

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Fig. 1.- Diagrama de fases temperatura-presión.

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-·- ptiedé permanecer en dos fases en equilibrio. Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en

un yacimiento, tendrá un diagrama de fases ~arac­ter-ístico, el cual permanecerá constante, mientras pennanezca constante la proporción de compo­nentes en la meicla; sufriendo modificaciones cuando se altere la proporcióñ de componentes, debido a la extracción preferencial de fluid os o a la inyección de alguno o algunos de ellos.

.Desde el punto de vista anterior, las diferentes .acumulaciones de hidrocarbu-ros pueden caracte­rizarse de acuerdo. con la· posición que toman sus fluidos en el diagrama de fases y a la línea que describe la emlución de los mismos, desde el yaci­miento hasta la superficie durante la explotación. A continuación, se hace una bre\'e discusión de las consideraciones recién expuestas para los yacirn ien­tos más frecuentemente mencionados.

Yacimientos de Aceite y Gas Disuelto de Bajo Encogimiento

La Fig. 2, muestra la envolvente de fases típica de un yacimiento de los conocidos, como de aceite y gas disuelto de bajo encogimiento, también llamados de aceite negro, y que antes del desarrollo

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Fig. 2.- Yacimientos de aceite y gas disuelto de bajo encogimiento.

del área de Chiapas-Tabasco-Campeche contri­buían con .. la mayor p~rte de la .producción de crudo dd país, por lo que su comportamiento es bastante conocido. Sús líquidos son fluidos, .cuyo contenido de componentes intermedios, c3 a c6' es comparativamente bajo y alto el de componen­res pesados;· la temperatura del yacimiento es. menor que la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos; el punto crítico, generalmente está situado a la derecha de la cricondenbara y las cun,as de calidad se cargan predominantemente haciala línea de puntos de rocío. Si la presión en el yacimiento es mayor que la presión de burbuja de sus fluidos, a la temperatura del yaci~ienro, se dice que se trata de un yacimiento bajosaturado; si la presión en el yacimiento es igual o menor que la presión de burbuja de sus fluidos, se dice que el yacimiento es, o está, saturado .. En términos gene­rales, las condiciones de producción en la superficie se localizan en la región de dos fases y dan lugar a relaciones gas-aceite bajas, generalmente menores de 200 m3 Jm3, con aceites obscuros de alta densi­dad, más de o:ss gr/cm3, siendo elgas generalmen­te pobre en licuables, menos de 30 Bls/106 p3.

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Fig. 3.- Yacimientos de aceite y gas ·disuelto de alto enco· gimiento.

Yacimiemos de Aceite y Gas Disuelto de Alto Encogimiento

En la Fig. 3, se muestra el diagrama de fase típico de los yacimientos conotidos como de aceite y gas disuelto de airo encogimiento o \'olátil. En él se observa que la temperatura de la formación almacenadora; es menor, pero cercana a la tempera­tura crítica de la mezcla de hidrocarburos que contiene, que su punto crítico está cerca de la cricondenbara y que las líneas de calidad están relati\'amente separadas de la línea de puntos Je rocío, lo que indica un airo contenido de compo· nemes inrermedjos. La denominación de volátiles se deriva de la característica panicular de que la temperatura del yacimiento es cercana a la tempe­ratura crítica de la mezcla-de hidrocarburos que contiene, lo que hace que el equilibrio de fa~es sea precario y que cambios de pequeña magnitud en la presión o en la temperatura, produzcan 'modifica­ciones importantes en los volúmenes de líquido y gas coexistentes. Es ob.,:io, que para este tipo de yacimientos la proporción de gases y Jí guidos en la producción se verá fuertemente .influenciada por

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las co~dido,~es de presión y temperatura de separa,. rión, así como por· el número de .etapas que se empleen, condidones que se situarán siempre; en la región de dos fases del diagrama. A manera de guía · se puede decir que las relacionés gas-aceite que se obtienen de estos yacimientos estáQ entre 200 y 1,000 m3 fm3, y que los líquidos en el tanque de almacenamiento presentan üna colaboración ligera­mente obsura, con una densid.ad entre 0.85 y 0.75 gr/cm3; el contenido de licuables en el gas es. fuer­temente dependiente· de las condiciones y· etapas de separación y puede ser tan alto como 70 Bls/1 06 p3 o más. Como en el tipo anterior, puede tratarse de yacimientos bajosaturados o saturados, dependiendo de si la presión en el yacimiento es mayor, igual o menor que la presión de burbuja de sus fluidos.

( Yacimientos de Gas y Condensado

. La Fig. 4, corresponde a la envolvente de fases de Jos fluidos de un yacimiento de gas y condensado; caso gue se presenta cuando la!~!DI?t.:­

- -ratura del yacimiento. cae entre ia temperatura crítica y la criconJenterma de la mezcla de hidro­carburos. EJ. puntq crítico generalmente cae' a la

0..•. izquierda de la cricondenbara y las líneas de c:;.!i~ . dad ~ cargan predominantemente hacia la línea de·

puntos de burbuja. Si la pre.sión del yacimiento es

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superior a la pr~sión de rocío de la mezcla, los fluidos -:e nc11entran inicialmente en estado gaseoso. Los t1uidos qué pe.netran 21 pozo, en su camino h:lsra el tanque de almacenamiento, sufren una fuerrt· r~dt11.:ción, tanto en temperatura, como en presión y penetran rápidamente en la región de dos fases p·.tra 'legar a la superficie con relaciones gas·-·aceite que varían, aproximadamente entre los 1,000 y 10,000 m3tm3, variando el contenido de licuables en el g:1s segÍin las·condiciones y el núme­ro de etapas Je st·paración, pero siendo, general­mente, entre 50 y 70 Bls/106 p3. El líquido recuperable es. en gener::.J de coloración ligera, con densidades qué varían entre 0.8 y 0.75 gr/cm3.

· Cuando en el yacimiento ~e produce una reducción isotérmica de la presión y se cruza la presión de rocío, se entra a la región de dos fases, ocurriendo la llamada condensación retrógrada de las fracciones pesadas e intermedias, que se deposi-

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Fig. 4.- Yacimientos de gas y condensado.

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tan ·como líquido en los poros de la roca; los hidrocarburos así depositados no logran fluír hacia los poz_o,s, ya que_raramente se alcanza la :sataura­ción crítica de líquido. El efecto dañino de permi­tir la condensación retrógrada, tiene el agra\·ante de que lo que se deposita son !as fracciones más pesádas de la mezcla y, por lo' tanto, ~o sólo se pierde la parte de mayor valor en el yaci!l!iento, sino que el fluido que se continÍia extrayendo se empobrece en cuanto a su contenido de tales fracciones ..

Yacimientos de Gas Húmedo

El diagrama de fase correspondiente .a un yacimiento de gas húmedo, se presenta en Ja Fig. 5; en ella puede observarse que la temperatura del yacimiento es mayor que la criocondenterma de la mezcla, por tal razón nunca se tendrán dos fases en el yacimiento; sino únicamente fase gaseosa. Cuando estos· fluidos son Jlc\·ados a la superficie entran a la región de dos fases, generando relacio­nes gas-aceite que varían entre 10,000 y 20,000 m3 fm3, el líquido recuperable tiende a ser transpa­rente, cqn densidades menores de 0.75 gr/cm3 y el correnido de licuables en el gas, generalmente es bajo, menos de 30 Bls/106 p3.

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Fig. 5,- Yacimientos de gas húmedo.

Ytieimióitos de Gas Seco

Un último tipo de yacimiento, es el que se conoce como yacimiento de gas seco, cuyo diagra:. . ma de fase se presenta en la Fig; 6. Estos yacimien­tos contienen principalmerne metano, con peque­ñas cantidades de etano, propano y más pesados. Ni a las condiciones de yacimiento, ni a las de la superficie se entra a la región de 2 fases, durante la . explotación del yacimiento, por lo que siempre se está en la región de. estado gaseoso. Teóricameíne, los yacimientos de gas seco no producen líquido en la superfice, sin embargo, la diferencia entre un gas seco y un húmedo es arbitraria y generalmente un sistema de hidrocarburos que produzca con relacio­nes gas-aceite mayores de 20,000 m3 fm3, se considera gas seco.

PARAMETROS DE CLASIFICACION

Como se sugiere en la sección anterior, los parámetros que se consideran de urilidad para clasi­ficar los fluidos de un yacimiento pctrolero,-pue­den dividirse én dos grupos: aquéllos que se miden en el campo, durante las pruebas de producción y

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. Fig. 6.- Yacimientos de gas seco.

·aquéllos que deben obtenerse en· el' laboratorio, simulando el comportamiento de los fluidos en el

·yacimiento, al agotarse su presión sobre muestras representativas de los. fluidos contenidos por los mismos.

Algunas consideraciones acerca de los paráme­tros del primer grupo son:

La temperatura del yacimiento depende la profundidad y del gradiente geotérmico local y se considéra constante durante roda la vida del yaci­miento, su medición se hace bajando termómetros de máxima del rango adecuado y debidamente calibrados a la profundidad del yacimiento o bien a partir de registros continuos que describan el perfil de temperaturas; dichos registros deben ser igual­m eme calibrados.

La presión del yacimiento depende de la pro­fundidad, del gradiente hidráulico y de si existen o no presiones ano¡-males f:n la ~ona_de ubicación del yacimiento; varía desde una presión inicial hasta· una presión de abandono al final de la vida produc: tiva del mismo, su medición se logra bajando den­tro de la tubería de producción un registrador de presión, tipo Amerada, que proporciona una gráfica de la variación de la presión con la profun­didad o una gráfica de presión contra tiempo, las

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que. ·debidamente ·interpretadas,· proporcionan val-ores representativos de la presión en ~1 yacimie!l-to. . .

, El volumen de aceite producido en un periodo dado, indicará el potencial de un pozo y debe ser .

'medido con. equipo debidamente calibrado a condi­ciones eStabilizadas de flujo,. las que se· logran después de una adecuada preparación del pozo.

La relación gas-aceite de producción, ·defini­da .:-omo la relación volumétrica de gas producido al aceite producido en la unidad de tiempo, depen­de del tipo de fluidos contenidos en el yacimiento; para· alguno.de ellos, su valor es casi independiente de las condiciones de operación en la superficie, en cambio para otros, las condiciones de operación en la superficie influyen grandemente en Jos valores medidos. Su obtención debe hacerse a condiciones de operación perfectamente controlada y cond icio­nes de flujo estabilizadas con equipo adecuadamen-te: calibrado. ·

La densidad de los fluidos producidos depen­de fundamentalmente d.e su composición; ocasio­nalmente se mide la densidad del líquido produci­do directament~ e11 eL C::ª-ffi,RQ, utilizando densíme, tros o~-termodensímetros, generalmentese colectan muestras del líquido y gas producidos y se envían al laboratorio para obtener esta propiedad.

El color del líquido producido en el tanque, depende del tipo de fluidos de que se trate y generalmente es una apreciación visual la que los califica; generalmente son más obscuros a medida que aumenta su contenido de componentes pesa­dos.

Con respecto al segundo grupo de parámetro.s, los· que se obtienen en el laboratorio, se puede decir lo siguiente:

La presencia o ausencia de punto de burbuja o punto de rocío, depende totalmente de la composi­ción original de Jos fluidos contenidos en el yaci­miento y de la temperatura del mismo, a medida que aumenta el contenido de componentes pesados en la mezcla natural de hidrocarburos, aumenta la posibilidad de encontrar dichos puntos a_la tempe-' rarura del yacimiento.

La \·ariació!l del porcentaje de líquido, a medida que disminuye la presión del yacimiento, depende .de la composición de la mezcla de hidro­carburos .y de la cercanía de la remperat1:1ra del yacimiento a la temperatura crítica de la mezcla;

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varía de o' a un valo.r máximo en yacimiellt~s de gas . .y condensado y de 100 a un valor mínimo en . yacimientos de aceite y gas disulto. Para el· caso. ·particular de yacimientos de aceite y gas disuelto de alto encogimiento, a presiones ligeramente menores 'que las delpunto de burbuja, los cambios en volumen líquido pueden ser drásricos, en algu­nos casos del orden del 50°/o. Debido a la cercan í J

del- punto de burbuja· al punto crítico, Jonde las propiedades inte~sivas del líquido y el gas tienden a ser iguales, la fase gaseosa liberada, es muy 'rica en componentes intermedios, Jos que hacen que, ante decrementos adicionales de presión, esta fase s~ comporte como gas y condensado, efecto·. cuya magnitud está asociada el procedimiento de labora­torio empleado para generarla.

La relación de solubilidad, definida como la cantidad de gas &suelto poi- unidad de \·olumen de líquido, a cualquier condición de presión y tcm pe­ratura del yacimiento; cuando ambos volúmenes se miden eri la superficie; dependerá fundamental­mente dd tipo de fluidos que contiene el yacimien­to y del método de' laboratorio seguido para obte-

-nerla. La densidad y la viscosidad de las f:.r~es líquida

y gaseosa a las condiciones del yacimienro, depen­derán del tipo de fluidos contenidos por el mi:;mu, y el valor numénco asignado a estos parámetros, dependerá del método seguido en e( laboratt)rio para simular el agotamiento1:1el mismo.

Los factores de volumen, definidos como el volumen ocupado por una o varias fases en el yacimiento, por volumen ocupado por cu:J!yuiera de ellas en la superficie, depende como rodos los parámetros del segundo grupo, del tipo de fluidos contenidos en el yacimiento y Jos \'alores numéri­cos que se les asignen, dependerán del método Je laboratorio empleado para simular el agotam:~·nto.

En el caso de y:lcimienros de gran espesor, pueden existir variaciones del tipo de fluidos a diferentes profundidades, debido a la estratifica· ción de fluidos por efectos graviracíonales;· sie!lJO necesario en tal caso, caracterizar Jos fluidos exis­tentes a cada profu,ndidad.

METODOS DE lABORATORIO

La determinación de Jos parámetros de clasifi­cación del segundo grupo, se obtiene en el b.bora-

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torio, a partir de análisis Presión--Volumen-. Temperatura efectuados sobre muestras representa­tiv~s de Jos fluidos que contiene el yac.imiento. Dichos análisis tratan de simular el comportamien­to termodinámico de los hidrocarburos, tanto a las condiciones del yacimiento, como a las de" la super­ficie; sin embargo, su comportamiento en el yaó­miento. puede ser bastante diferente del simulado en el laboratorio.

Fundamentalmente, existen 3 procedimientos de laboratorio para análisis PVT: con\'encional, a volumen constante y de simulación de conJiciones de separación en el campo. Los 2 primeros tratan de simular el comportamiento de los tluidos en el yacimiento y el último en la superficie.

· Los · 2 que tratan el comportamiento de fluidos en el yacimiento, difieren fundamentalmen­te en la fonna de simular el agotamiento de la pre~ión del yacimiento, debido a la producción. En ambos, se efectúa una separación flash .a compo-

. sición totaJ y temperatura del yacimiento constan­tes, ·Fig. 7, que consiste c;n efectuar el cambio de ~presión, m.ediant~ GmbjQs_ ~n. ~¡ Y911!IJ1_er1 QC::ºPª-Q9. por la muestra; operación en la que se determina con precisión el punto de burbuja o el punto de rocío y, una separación diferencial que simula el agotamiento gradual de la presión del yacimiento.

En la separación diferencial del método con­vencional, Fig. 8; durante el agotamiento de la presión del yacimiento se lleva al cabo la extrac­ción del gas total que se libera a presiones menores que ·la presión de burbuja. dejando únicamente como muestra residual en cada etapa de agotamien­to, el aceite con su gas disuelto. En la separación diferenciai en el método a volumen constante·, durante el agotamiento se extrae sólo una parre del gas liberado a pre·siones menores. que la presión de burbujas o de rocío, manteniendo al final de cada etapa de agotamiento un \·olumen igual al ocupado por la muestra a la presión de burbuja o rocío; dicho ·volumen estará formado por aceite y gas disuelto más un ·casquete de gas· cada vez más gran dé, Fig. 9.

1;:1 método para simular condiciones de separa­ción en el campo, permite para una muestra. dada, jugar con las condiciones de presión y temperatura de operación de Jos separadores en el campo, para obtener las condiciones óptimas de operación, o para un conjunto de condiciones de operación

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dado, obtener Jos parámetros de .!Tiedición óptimos_ a que debe tenderse en el campo, Fig. 1 O .

CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS DE UN YACIMIENTO

Los fluidos más f~ciles de caracterizar, son los pertenecientes a Jos yacimientos de. gas secu,

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Fig. 7:- Representación esquemática de una se;nraciól_l flash.

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Fig. 8.- Representación esquemática de una et2;n de separación diferencial en el método convenci-:Jnal.

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debido a que, tanto en el yacimien~o, como en la superficie, nunca caen dentro de la región de dos fases, lo que origina que la composición de la ·· mezcla de hidrocarburos, permaneica constante. Paraeste tipo de yacimientos, bastará tomar mues­tras de gas en la superficie y determinar.su compo­sióón, para que a partir de ella, obtener todos los parámetros de interés.

Les siguen.en dificultad de caracterización los fluidos pertenecientes a los ·yacimientos de gas húmedo, en éstos, Jos fluidos permanecen en esta­do gaseoso y con composición constante en el yacimiento; pero al llevarlos a la superficie, caen en la región de dos fases, dando como resultado una producción de gas y líquido en una relación g3:5-aceite constante durante toda la vidá del yacimien­to, Fig. 11. Para caracterizar estos fluidos, bastará un análisis PVT con agotamiento a volumen cons­tante para ratificar que no existe punto de rocío a

· Ty, observar los porcentajes de gas producido a· medida que ·se agota la presión y un análisis para simular condiciones de operación en el campo para obtener los rendimientos en la superficie.

. Los -fluidos C:oritenidos en los yacimientos de gas y condensado, presentan dificultades en. su caracterización, debido a que en el yacimiento, con

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Fig. 9.- Representación 2squemática de una etapa de separación diferencial en el método a volumen constante.

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la disminución de preswn ocasionada ·por la pro­ducción, se entra a la región de dos fases, akanzán~ dose el punto de rocío y presentándose el fenóme- . no de 'condensación retrógrada. Lo anterior, origina que en la superficie la producción exhiba .una RGA constante, mientras la presión en el yacimien­to permanezca· mayor que h presión de rocío; la RGA se incrementará paulatinamente y alcanzará su valor máximo cuando en el yacimiento ocurra la máxima condensación retrógrada; tras haber alcan­zado dicho máximo la RGA en la superficie empieza a disminuir cuando ante subsecuentes decrementos de presión se cruza la región de con-

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Fig. 10.- Simulación de condi:::iones de operación en campo.

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Fig. 11.- Yacimientos de gas húmedo. Características de producción.

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Fig. 12.- Yacimientos de gas y conde¡1sado. Características de producción~

· densación retrógrada, ~Figs. 4 y 12. La ·caracterización de este tipo -de yacimientos, .se . logra, mediante un análisis PVT con agotamiento a \'Olumen constante, en el que se determina con precisión el punto de rocío a temperatura de yaci­miellto, el tango de presiones en que: se presenta la· condensación retrógrada y su magnitud, como por ciento del volumen ocupado por los hidrocarburos a la presión ·de rocío, Fig. 13; adicionalmente, se determina. el cambio de composici6n de la fase gaseosa producida', Fig. 14-. La caracterización debe complem'~ntarse con .la simulación del pro­ceso de separá'ción de fluidos a condiciones de campo· para obtener los r~ndimien~os en la super-ficie,Fig~ 12. · . , De los yácimientos de aceite y gas disuelto, los m:ls'·fáciles de caracterizar, son los de bajo encogimiento, .en Jos que la cantidad de gas liber~­do· ,C!el·aceite, puede considerarse independi~nt~ del

,.¡:>rotedimiento seguido para simular el agotamiento del yacimiento, Fig. 15. La evoluciÓn rwrmal de la rel~ción gas-aceite para este tipo de yacimien­tos, Fig. · 16, es como sigue: Se mantiene prácticam.ente constante, mientras en el yacimiento no se alc?-n.ce.el punto de burbuja; tiende a dismi­nuir liger~ente cuando se. alCanza di~ho punto y no se alcanza en el yacimiento la saturación crítica de gas, esto es debido a que al pozo le penetra

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Fig. 13.- Yacimientos de gas y condensado. Características en el yacimiento.

umcamente aceite cada vez más pobre en gas, al alqmzar.la .saturación d_e gas_c:;r:úig;,ªl pQ~9 emrie­

. za a entrar ·ga:~ y, por efecto de permeabilidades relativas, se reduce exponencialmente la enrrada de líquido, al tiempo. que la relación gas-aceite en la superficie manifiesta tarr{bién un incremento de tipo exponencial.

Como se muestra. en la Fig. 17, los valores de los principales parámetros· de clasificación no sufren modificaciones importantes. derivadas del método. del laboratorio empleado para obtenerlos, por tal· motivo, la mayoría de Jos laboratorios erpplea el método convencional para caracterizar­los, debido a su sencillez ya que no se necesita equipo especial para la cuantificación del volumen de la fase líquida a condiciones de yacimiento.

Los yacimientos de aceite y gas disuelto de alto encogimiento, presentan grandes dificultades para su caracterización, debido a que la cantidad de gas liberado del aceite y por. consiguiente e:! enco­_gimierito de la fase líquida, son fuertemente dcpen­. dientes del procedimiento seguido para simular d agotamiento del yacimiento, Fig. 18. La evolución de la relación gas-aceite en la superficie, está gran­demente influenciada por el número de etapas de separación en el campo y por las condiciones de presión y temperatura impuestas a cada una de ellas. Paraun número de etapas de separación fijo y

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VariaCión

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Fig. 16.- Yacimientos de aceite y gas disuelto de bajo encogimiento. Características de producción.

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Fig. 15.- Yacimiento de aceite y gas disuelto de bajo encogimiento. Cantidad de gas liberado y encogimiento de la fase líquida. · ·

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Fig. 17.- Yacimientos de aceite y gas disuelto de b<ljo encogimiento. Parámetros d~ clasificación.

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Fig. 18.- Yacimientos de aceite y gas disuelto de alto encogimiento. Cantidad de gas liberado y encogimiento de la fase líquida.

condiciones fijas de presión y temperatura de sepa­rª¡:ión~ en ~ada etapa; la relación gas-aceite medida en el campo, permanece práctica-mente consraine, rnienrras en el yacimiento no se alcance la presión de burbuja; cuando se alcanza ésta, pequeños cambios en el \•alor de la presión pueden originar cambios dric;ricos en las saturaciones de las fases líquida y gaseosa en el yacimiento, dando como resultado que la relacion gas-aceite medida en el campo, pueda elevarse abruptamente.

Como se muestra en la Fig. 19, los valores de los principales parámetros de clasificación, muestran marcadas diferencias derivadas del méto­do de laboratorio empleado para obtenerlos.

Puede decirse que el líquido residual al final de un análisis, es mayor cuandO se utiliza el méto­do de an:ílisis con agotamiento a volumen constan­te que cuando· se usa el método convencional; también se ha observado que el volumen de líquido residual en tanque obtenido al simular en e! labora­torio la producción en etapas múltiples de separa­ción en el campo, es mayor que en los dos métodos mencionados.

Se cree que la diferencia en volúmenes líqui­dos en los dos primeros métodos, se debe a la gran c_oncentración de componentes intermedios que cxi!>ten en los yacimientos de airo encogimiento. El m::tyor encogimiento del líquido en el método com-cncional se debe a la extracción total del gas a

VOL. XI No. 4 oc·. UBRE 1979

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Fig. 19.- Yacimientos de aceite y g3s disuelto de alto encogimiento. Parámetros de clasificación.

medida que se libera, cosa que no sucede en el métotio a volumen constante,.donde sólo se extrae una parte; el gas que no se extrae de la celda a medida que se libera, se comporta como un gas y condensado_ retrógrado y parte condensa en líquido a medida que disminuye la presión, dando como resultado final un menor encogimiento del líquido. La mayor cantidad de líquido que se obtiene al

. -simular Ja producción en etap:15 rnl11ti_Rles_ ge sepa­ración en el campo, se considera debida a la reduc­ción gradual de la temperatura al pasar de una etapa de separación a otra, lp que no sucede en los primeros métodos mencionados donde la tempera­tura del yacimiento permanece constante.

La magnitud de la diferencia de los volúmenes de líquido en el yacimieento, correspondiente a los rnéroJos de análisis mencionados, puede ser tan

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importante como la del ejempl<? mostrado en la Fig. 19.

Ante la presencia de valores-·difererites a una misma presión para un parámetro dado del yací-. miento, cabe pregun-tar: ¿cuál de los métodos representa mejor d comportamiento del fluido en el yacimiento? ·

La respuesta a tal pregunta no es sencilla, aunque muchos investigadores se inclinan a pensar. que el método a volumen constante representa más · fielmente la vida producti\·a de este tipo de yací­m ien ros. Tal análisis, sólo puede lle\·arse a cabo en celdas de análisis PVT especiales de sección trans­versal constante, con ven ranas que permitan ras­trear el_ comportamiento de fase de los fluidos y utilizar métodos precisos para realizar la medición indirecta de los volúmenes.

Las gráficas mostradas, Fig. 19, pueden modificarse si· como volumen líquido a condiciones base en la superficie, se toma algún volumen base equivalente al que se obtendría a unas condiciones dadas de separación en el campo.

Una dificultad adicional para caracterizar este tipo de yacimi~ntos, surte-del heého que, debido- a la alta concentracion de componentes intermedios en el gas de extracción durante las 'etapas de agota­m:~nro, alguna cantidad de líquido condensa al cambiar las condiciones del gas, de las condiciones de extracción de la celda, presión y temperatura del yacimiento, a las condiciones de medición en el laboratorio, presión y tempcratu~a ambientes; sur­giendo la pregunta: éEilíquido que condensa, debe considerarse como líquido base a condiciones aromosféricas y aumentarse al líquido residual o, lle\·arse como equivalente gaseoso y aumentarse el gas producido? Ante esta dificultad poco e.scr.ito existe, sin que exista acuerdo al respecto; si la. cantidad de líquido condensado del gas es conside­rable y se aumenta al líquido residual, puede dar lugar a que la gráfica de factor de volumen del aceite renga valores menores que la unidad a presio-

-nes cercar1as ª ]jt pr~sión atmosférica. --Una característica fundamental de los yaci­

mientos de alto encogimiento, es que a presiones menores, pero cercanas al punto de burbuja, exis­ten cambios drásticos de fase, pudiéndose pasar de 100°/o en volumen líquido a menos de 600/o en sólo unos cuantos kg/cm2 de disminución de pre­sión; dando lugar ~ que las curvas de relación de

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Fig. 20.- Variación de la densidad de fase con la presión.

solubilidad y de factor de volumen del aceite, Fig. 19, presenten. dos c_oncavidades, una a presiones menores, pero cercanas a la presión de saturación, y otra, a presiones mayores, pero cercanas a la

__ presi<?!! ª1ID-º.sférica, La- concavidad ·a -presiones · · cercanas a la de saturación no se presenta en los yacimientos de aceite y gas disuelto de bajo encogi­miento.

La cercanía del punto crítico a Ty para este tipo de yacimientos,· que da .evidendac!_o por la gran similitud de las densidades· de las f~ses líquida y gaseosa a presiones cercanas a la presión de satura­ción, Fig. 20.

RECOMENDACIONES

Ante las circunstancias planteadas, y con la int~nción de caracterizar con parámetros realistas el comportamiento de los yacimientos de aceite y gas disuelto de alto encogimiento, se recomienda que:

l. Los valores numencos resultantes de aplicar las definiciones clásicas al cálculo

-de Jos parámetros básicos factor de \'olu­men del aceite, m3 de líquido a condi­ciones de yacimiento por m3 de líquido a cor¡diciones base en la superficie; y relación de solubilidad,. cantidad de gas disuelro por unidad de líquido a cual-

REVISTA DEL INSTITUTO MEXIGArW DEL PETROLEO

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quier condición de presión y temperatu­ra del yacimiento, cuando ambos volú-. menes ·se miden a condiciones base en la superficie; se tomen con las reservas que

·se derivan de su correcta interpretación, ya que la magnitud de los \''ülúmenes Ín\'ol ucrados en tales dlculos, depende

· fuertemente del método seguido en el

laboratorio para simular el agotamiento del yacimiento y de las condiciones de separación impuestas en el campo.

VOL. XI rJo.4 OCTUBRE 1979

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2. Se siga el método de análisis PVT con .agotamiento a volumen constante para determinar los volumenes líquidos ocu­pados por los fluidos en el yacimiento:

l. Como volumen líquido ocupado por lós fluidos a condiciones b.ase eri la ~upcr­

ficie, se tome un volumen cqui,·alenrc al · que se obtendría en un anáfisis de simu­lación de condiciones de operación en el campo a las condiciones que se p1enscn implantar.·

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