Download - Comportamiento DeFases_Parte1
Introducción al Módulo
INTEGRIDAD ACADÉMICA! Objetivo ◦ Comprender los fundamentos de la composición de
un fluido de reservorio, el cálculo de sus propiedades, análisis composicional y equilibrio de fases
Método de Calificación ◦ PRIMER CONTROL ACADÉMICO: 10%
◦ SEGUNDO CONTROL ACADÉMICO: 20%
◦ TERCER CONTROL ACADÉMICO: 20%
◦ EXPOSICIÓN GRUPAL: 20%
◦ EXAMEN FINAL ESCRITO: 30%
Fundamentos de Fluidos de Reservorios
Fundamentos de Visual Basic en MS Excel
Cálculo de propiedades de las fases acuosa, líquida y gaseosa ◦ Métodos gráficos y correlaciones
Cálculo composicional de propiedades de un gas natural
Modelos para la Ecuación de Estado
Modelos para el Equilibrio de Fases
1. Descripción de la entrada de datos PVT de un simulador de reservorios (ECLIPSE, CMG, IPM, etc.)
a) Modelo “Black Oil” b) Modelo Composicional
2. Descripción de ensayos de laboratorio y ejemplo del cálculo de propiedades
a) Expansión a presión constante b) Vaporización diferencial
3. Ejemplo de cálculo de la gravedad especifica del gas natural por recombinación
a) Tres separadores sin composición conocida b) Dos reparadores con composición conocida
4. Ejemplo de cálculo del factor z dada una composición de gas natural utilizando la ecuación de estado Benedict-Web-Rubin
Introducción a Fluidos de Reservorios
El análisis PVT es una colección de métodos experimentales y numéricos para determinar la interacción de las propiedades: ◦ Presión
◦ Volumen ◦ Temperatura
Dados los valores de dos las propiedades PVT, el valor de la propiedad restante se puede determinar
Con la tripleta PVT, el análisis PVT facilita la determinación de otras propiedades como: viscosidad, compresibilidad, solubilidad, etc.
En general, un fluido de reservorio esta compuesto de tres fases: agua, petróleo y gas
El tipo de fluido de reservorio determina el tipo de drenaje del reservorio
El cómputo del flujo dentro del reservorio requiere: ◦ Determinar el estado del fluido, es decir, las fases
presentes en el sistema
◦ Determinar el valor de las propiedades de cada fase presente en el sistema
Expansión monofásica del petróleo: reservorios sin casquete gaseoso inicial, a presión mayor al punto de burbuja, el empuje se da por expansión de los líquidos
Expansión del gas: el empuje es dominado por la expansión del gas que mucho mayor comparado a otras fases, al avanzar la producción la presión cae y el gas disuelto se libera
Expansión del casquete de gas: se suma a la expansión del gas disuelto que es liberado durante la producción
Intrusión del acuífero: complementa al empuje ya que se altera el nivel de contacto con el acuífero
Expansión de la roca: al disminuir la presión el volumen poroso disminuye debido a la mecánica de solidos, la columna rocosa comprime más al reservorio.
El tipo de fluido se determina con un análisis termodinámico de la Presión, Volumen y Temperatura
Según el fluido, los reservorios se pueden clasificar en (McCain, 1989): ◦ Petróleo Negro, se produce petróleo rico en
queroseno, diésel y lubricantes
◦ Petróleo Volátil, el petróleo producido es comúnmente denominado como “liviano”
◦ Gas Retrógrado, se produce gas con condensado rico en energía calorífica
◦ Gas Húmedo, se produce gas con condensado de bajo octanaje
◦ Gas Seco, se produce gas sin condensado
Los reservorios “Gas Retrógrado” y “Gas Húmedo” suelen denominarse indistintamente como: Gas con Condensado
Usualmente se desea un fluido “Petróleo Negro” a “Petróleo Volátil” por los derivados del petróleo ◦ Gasolina con buen contenido de octanaje ◦ Destilación de queroseno, diésel y mezclado de Jet
Fuel
Dependiendo del mercado, se prefiere un fluido “Gas Retrógrado” a “Gas Húmedo” por los derivados del petróleo ◦ “Gas Húmedo” es deseado cuando se favorece al
gas natural acondicionado, GLP y materias primas de la petroquímica
◦ “Gas Retrógrado” es deseado cuando se favorece al condensado enriquecedor de mezclas
Otras clasificaciones incluyen el tipo “Petróleo Pesado” que se caracterizan por ser muy viscosos y casi tan densos como el agua
Construir el diagrama de fases es un objetivo mayor del análisis PVT
◦ Métodos experimentales y numéricos
Calcular el estado del fluido de reservorio es primordial para el modelado de Reservorios
Existe una región cóncava en el plano Presión-Temperatura de un fluido de reservorio en cual gas y líquidos coexisten
Región conocida como envolvente de fase por ser una región cerrada delimitada por curvas
Líneas características
◦ Punto de Burbuja, borde de la envolvente con fase líquida al 100%
◦ Punto de Rocío, borde de la envolvente con fase gaseosa al 100%
◦ Calidad de Vapor, líneas internas de igual porcentaje de cantidad de fase gaseosa
Puntos característicos ◦ Punto Crítico,
convergencia de las líneas características debido a que las fases líquida y gaseosa son idénticas en naturaleza
◦ Cricondentérmico, temperatura máxima a la que gas y líquidos coexisten
◦ Cricondenbárico, presión máxima a la que gas y líquidos coexisten
Otros nombres son petróleo ordinario o petróleo de baja reducción de volumen
Generalmente presenta las características varias: ◦ Grado API en el stock-tank menor de 45º
◦ GOR de producción menor a 2000 scf/stb inicialmente
◦ Color muy oscuro si existen hidrocarburos pesados pero muy usualmente negro, también verdoso o marrón
◦ Factor de volumen del petróleo inferior al 2.0 rb/stb inicialmente
◦ Componentes heptanos y mayor con porcentaje molar mayor al 30%
(Modificado de McCain, 1989)
Pre
sión
Temperatura
Caída de Presión
% Líquidos
Separador
Petróleo Negro
Explotación siempre mucho menor al punto critico (“1” a “3”)
Inicialmente todo gas esta en solución (“1”)
En la superficie el gas se libera
Parte de la explotación el reservorio consta sólo de líquidos
Otros nombres son petróleos livianos o petróleo de alta reducción de volumen
Generalmente presenta las características varias: ◦ Grado API en el stock-tank mayor a 40º ◦ GOR de producción entre 2000 scf/stb a 3300
scf/stb inicialmente ◦ Color usualmente verdoso, tinte naranja o marrón ◦ Factor de volumen del petróleo superior al 2.0
rb/stb inicialmente ◦ Componentes heptanos y mayor con porcentaje
molar entre al 12.5% y 30%
(Modificado de McCain, 1989)
Pre
sión
Temperatura
Caída de Presión
% Líquidos
Separador
Petróleo Volátil
Comportamiento similar al “Petróleo Negro”
Explotación siempre cercana y menor al punto critico
Mas producción de gas en la superficie
Líquidos y gas asociado en el reservorio durante casi toda la explotación
Otros nombres son gas retrógrado con condensado o simplemente gas con condesado
Generalmente presenta las características varias: ◦ GOR producido superior a 3300 scf/stb inicialmente y
aproximadamente no mayor al 150 000 scf/stb
◦ GOR producido superior a 50 000 scf/stb no se considera retrógrado por practicidad
◦ Grado API del condensado en el stock-tank mayor a 40º
◦ Componentes heptanos y mayor con porcentaje molar menor al 12.5%
(Modificado de McCain, 1989)
Pre
sión
Temperatura
Caída de Presión
Punto Crítico
Separador
Gas Retrógrado
Explotación siempre cercana y mayor al punto critico
Inicialmente todo líquido esta en solución
En la superficie el líquido se condensa
Líquidos y gas asociado en el reservorio durante casi toda la explotación
Al disminuir la presión los líquidos aumentan para luego disminuir
Otro nombre conocido es gas con condensado
Generalmente presenta las características varias: ◦ GOR producido superior a 50 000 scf/stb para
propósitos de ingeniería
◦ GOR producido es constante
◦ Grado API del condensado en el stock-tank mayor a 40º
◦ Componentes heptanos y mayor con porcentaje molar menor al 12.5%
(Modificado de McCain, 1989)
Pre
sión
Temperatura
Caída de Presión
% Líquidos
Separador
Gas Húmedo
Comportamiento similar al “Gas Retrógrado”
Explotación mucho mayor al punto critico
Menos producción de líquidos en la superficie
Solo gas en el reservorio durante casi toda la explotación
Principal compuesto es el metano ◦ Las condiciones del reservorio y en la superficie
quedan fuera de la envolvente
No condensa líquidos
Componentes hexanos y mayor con porcentaje molar menor al 1%
(Modificado de McCain, 1989)
Pre
sión
Temperatura
Caída de Presión
% Líquidos
Separador
Gas Seco
Explotación siempre mayor al cricondentérmico
Inicialmente no hay líquidos en solución (“1”)
Toda la explotación del reservorio consta sólo de gas
En la superficie líquidos no se condensan
Existe producción de agua
P0 P1 = Pb
P2 < Pb
PF < Pb
P0
T0
Pi<Pb(Ti) Ti<T0
Pii<Pb(Ti) Tii<T0
Piii<Pb(Ti) Tiii<T0
Petróleo Negro y Volátil en el Reservorio
Petróleo Negro y Volátil hacia el Separador
P0 P1 = PR
P2 < PR
PF < PR
P0
T0
Pi<PR(Ti) Ti<T0
Pii<PR(Ti) Tii<T0
Piii<PR(Ti) Tiii<T0
Gas Retrógrado en el Reservorio
Gas Retrógrado y Húmedo hacia el Separador
(Dawe, 1989)
(Dawe, 1988)
(Dawe, 1988)