GAS NATURAL YGAS NATURAL YGAS NATURAL YGAS NATURAL YCONDENSADOS ICONDENSADOS ICONDENSADOS ICONDENSADOS I

PPPPPPPP----412412412412

Ing. William Navarro

Diagrama de Fases Diagrama de Fases Diagrama de Fases Diagrama de Fases para diferentes para diferentes para diferentes para diferentes

tipostipostipostipos

Pcdb

Pcdb

Tcdt

Tcdt

Tcdt

Gas Seco

Gas Condensado

Petróleo Volatil

Pc

Pc

Pc (Pcdb)

Tc

Tc

Tc

C

C

C

tipostipostipostiposde Crudos y Gasesde Crudos y Gasesde Crudos y Gasesde Crudos y Gases

PR

ES

IÓN

TEMPERATURA

Tc (Tcdt)

Petróleo Volatil

Petróleo Negro

Pc

Pcdb

C

Diagrama de Fases Generalizado de un Diagrama de Fases Generalizado de un Diagrama de Fases Generalizado de un Diagrama de Fases Generalizado de un Gas CondensadoGas CondensadoGas CondensadoGas Condensado

N L

pca T

A

C

CURVA DE BURBUJEO

OLÍQUIDO

100% LÍQUIDO

PRES

IÓN

TEMPERATURA °F

R

100% GAS

20% LÍQUIDO40% LÍQ

UIDO

60% LÍQUIDO

80% LÍQU10

CURVA DE ROCIO

Parámetros para Clasificar Yacimientos en Base Parámetros para Clasificar Yacimientos en Base Parámetros para Clasificar Yacimientos en Base Parámetros para Clasificar Yacimientos en Base a la Mezcla de Hidrocarburosa la Mezcla de Hidrocarburosa la Mezcla de Hidrocarburosa la Mezcla de Hidrocarburos

A) Medidos en Campo:• Presión

B) Medidos en laboratorio:• Se usan muestras • Presión

• Temperatura• RGP• Gravedad API• Color del Líquido de tanque

• Se usan muestras representativas

• Simulan comportamiento de fluidos durante agotamiento isotérmico de presión.

YACIMIENTOS 1. Gas Seco

DE GAS 3. Gas Condensado

YACIMIENTOS

Clasificación de los Yacimientos en base a los Clasificación de los Yacimientos en base a los Clasificación de los Yacimientos en base a los Clasificación de los Yacimientos en base a los hidrocarburos que contienenhidrocarburos que contienenhidrocarburos que contienenhidrocarburos que contienen

YACIMIENTOS 1. Petróleo Volátil

DE PETRÓLEO (Alto Encogimiento)

2. Petróleo Negro (Bajo encogimiento)

3. Gas Húmedo a. Livianob. Medianoc. Pesadod. Extrapesado

Composición típica de mezclas provenientes de Composición típica de mezclas provenientes de Composición típica de mezclas provenientes de Composición típica de mezclas provenientes de yacimientos de hidrocarburosyacimientos de hidrocarburosyacimientos de hidrocarburosyacimientos de hidrocarburos

COMPONENTECOMPONENTECOMPONENTECOMPONENTE GASGASGASGASSECOSECOSECOSECO

GASGASGASGASHÚMEDOHÚMEDOHÚMEDOHÚMEDO

GAS GAS GAS GAS CONDENSADOCONDENSADOCONDENSADOCONDENSADO

PETRÓLEOPETRÓLEOPETRÓLEOPETRÓLEOVOLÁTILVOLÁTILVOLÁTILVOLÁTIL

PETRÓLEO PETRÓLEO PETRÓLEO PETRÓLEO NEGRONEGRONEGRONEGRO

C1C1C1C1 96.096.096.096.0 90.090.090.090.0 75.075.075.075.0 60.060.060.060.0 48.8348.8348.8348.83

C2C2C2C2 2.02.02.02.0 3.03.03.03.0 7.07.07.07.0 8.08.08.08.0 2.752.752.752.75

C3C3C3C3 0.50.50.50.5 2.02.02.02.0 4.54.54.54.5 4.04.04.04.0 1.931.931.931.93

iC4 iC4 iC4 iC4 –––– nC4nC4nC4nC4 0.50.50.50.5 2.02.02.02.0 3.03.03.03.0 4.04.04.04.0 1.601.601.601.60

iC5 iC5 iC5 iC5 –––– nC5nC5nC5nC5 ---- 1.01.01.01.0 2.02.02.02.0 3.03.03.03.0 1.151.151.151.15

C6C6C6C6 ---- 0.50.50.50.5 2.52.52.52.5 4.04.04.04.0 1.591.591.591.59

C7+C7+C7+C7+ ---- 1.51.51.51.5 6.06.06.06.0 17.017.017.017.0 42.1542.1542.1542.15

MC7+MC7+MC7+MC7+ ---- 115115115115 125125125125 180180180180 225225225225

RGL, PCN/BNRGL, PCN/BNRGL, PCN/BNRGL, PCN/BN ---- 26000260002600026000 7000700070007000 2000200020002000 625625625625

Líquido Líquido Líquido Líquido °°°°APIAPIAPIAPIde Tanque Colorde Tanque Colorde Tanque Colorde Tanque Color

---- 60606060°°°° 55555555°°°° 50505050°°°° 34.334.334.334.3°°°°

---- Incoloro Incoloro Incoloro Incoloro Amar. claroAmar. claroAmar. claroAmar. claro

Amar. claroAmar. claroAmar. claroAmar. claroAmarilloAmarilloAmarilloAmarillo

AmarilloAmarilloAmarilloAmarilloOscuroOscuroOscuroOscuro

NegroNegroNegroNegro

YACIMIENTOS DE GAS SECOYACIMIENTOS DE GAS SECOYACIMIENTOS DE GAS SECOYACIMIENTOS DE GAS SECO

• La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a

condiciones de yacimiento y superficie

• Temperatura del yacimiento muy superior a la cricondentérmica

• Contenido de C1>90% y C5+<1%

• Solo a temperaturas criogénicas (<-100°F) se puede obtener cierta

cantidad de líquidos de estos gases

Diagrama de fases de un Gas Natural

Separador

YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO

• Gas en el yacimiento

• Dos fases en superficie

• No presenta condensación retrógrada

• RGL > 15000 PCN/BN (Regularmente: 50-100 MPC/BN)

• Contenido de Líquido < 30 BN/MMPCN

• °API > 60° (Líquido proveniente del Gas)

• Líquido de tanque: Incoloro

Wet GasWet GasWet GasWet Gas

Separador

YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO

• Gas en el yacimiento

• Dos fases en superficie

• Presenta condensación retrógrada

• Tc < Ty <Tcdt• Tc < Ty <Tcdt

• RGL > 3200 PCN/BN

• °API > 40 – 45°

• % C1 > 60

• % C7+ < 12.5

• Ligeramente coloreado – Amarillo claro

YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO

• Clasificación

Riqueza GPM BN/MMPCN

Alta 14.6 348 > 300Alta 14.6 348 > 300

Media 9.4 224 200 - 300

Baja 7.3 173 100 – 200

Pobre 4.0 97 < 100

YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADOYACIMIENTOS DE GAS CONDENSADOYACIMIENTOS DE GAS CONDENSADOYACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO

A single dense phase

Dew point

Maximum liquid Maximum liquid

drop-out

Region of

retrograde

condensation

Dew point

Single gas phase

CONDENSADO

• Líquido del Gas Condensado que se encuentra en el

yacimiento en fase gaseosa

• Gravedad API: 40 – 60°. Se han encontrado condensados• Gravedad API: 40 – 60°. Se han encontrado condensados

con 29 – 30 °API

• Color: generalmente incoloro – amarillo claro

• Fuera de la Cuota OPEP

DEFINICIÓN DE CONDENSADOS DESPUÉS DE LA REUNIÓN DE VIENA

“Naturally ocurring condensates are those hydrocarbonsthat exist in the single gaseous phase in reservoirs whoseoriginal temperature falls in the range from he critical

“Definición Aprobada”

original temperature falls in the range from he criticaltemperature to the maximum temperature at which twophases can co-exist (cricondentherm). Those hydrocarbonsmust only be produced from wells completed in gascondensate reservoirs and become liquid at standardconditions of temperature and pressure”.

• Límite Superior• API : 50° ó mayor• RGL : 5000 PCN/BN o mayor• %C7+: 3.5 ó menor

• Límite Inferior

DEFINICIÓN OPEP DE YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO

• Límite Inferior• API : 45°• RGL : 5000 PCN/BN• %C7+ : 8

• Prueba Adicional• Destilación ASTM D-86

90% cond. a T ≤ 650 °F

Efecto de la Gravedad Efecto de la Relación Gas-Efecto de la Gravedad °API sobre la Presión de Rocío Retrógrada

Efecto de la Temperatura sobre la Presión de Rocío Retrógrada

Efecto de la Relación Gas-Condensado sobre la

Presión de Rocío Retrógrada

Comportamiento Retrógrado de un Gas Condensado

Revaporización de Condensado al presurizar con gas yacimientos agotados de Gas Condensado

Diagrama de fases de los fluidos de un Yacimiento de Gas Condensado con Zona de Petróleo (Pierna)

YACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTIL

• La mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase líquidaen el yacimiento y en dos fases en superficie

• Altas proporciones de componentes ligeros e intermedios

• Temperatura del yacimiento ligeramente menor que lacrítica

• El agotamiento isotérmico de presión produce altoencogimiento del crudo (hasta 45%)

• El gas liberado puede ser del tipo Gas Condensado

• % C7+ > 12.5

• % C1 < 60

YACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTILYACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTILYACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTILYACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTIL

Separador

Diferencias entre Yacimientos de Gas Condensado y Petróleo Volátil

Gas Condensado Petróleo VolátilTc < Tyac < Tcdt Tyac ≤ Tc≤ Tc≤ Tc≤ Tc

Gas en el yacimiento Líquido en el Yacimiento

Presenta Pto. de Rocío Presenta Pto. de BurbujeoPresenta Pto. de Rocío Presenta Pto. de Burbujeo

% C7+ < 12.5 % C7+ > 12.5

% C1 > 60 % C1 < 60

Líquido de tanque incoloro-amarillo claro

Líquido de tanque amarillo-amarillo oscuro

RGPi > 3200 PCN/BN 1750 ≤ RGPi < 3200 PCN/BN

YACIMIENTOS DE PETRÓLEO DE BAJA VOLATILIDAD

• Líquido en el yacimiento

• Líquido y Gas en la superficie

• % C7+ > 20

• % C1 < 50

• Ty < Tc• Ty < Tc

• RGP < 1750 PCN/BN

• Petróleo de tanque

� Color Negro

� °API Menor de 40°

• Bo < 1.5 BY/BN

YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON ZONA DE PETRÓLEO

Gas Condensado en el Punto de

Rocío

Petróleo en el Punto de Burbujeo

(30-40° API)

Durante el agotamiento de presión ocurre condensación retrógrada en la capa de gas y liberación de gas en la zona de petróleo

Acuífero

Diagrama de fases de los fluidos de un Yacimiento de Petróleo Negro con Capa de Gas

R

GP

inic

ial d

e pr

oduc

ción

, PC

N/B

N

PETRÓLEO NEGRO

GAS SECO

PETRÓLEO VOLÁTIL

GAS CONDENSADO

Punto de Rocío

Punto de Burbujeo

50,000 40,000 30,000

El Efecto de la composición sobre la RGP inicial de producción es indicada

por los limites composicionales de los cinco tipos de fluidos de yacimiento.

Heptano plus en el fluido de yacimiento, % molar RG

P in

icia

l de

prod

ucci

ón, P

CN

/BN

0 5 10 15 20 25 30

Punto de Burbujeo 20,000 10,000

Petróleo Negro Petróleo Volátil Gas Condensado Gas Hum edo Gas SecoRGP (PCN/BN) < 2000 2000-3200 2000-5000 > 15000 > 100000

°API en el tanque < 40° > 40° > 40° > 70 No LiquidoColor del líquido

en el tanqueNegro ( Verde

Oscuro)Amarrillo Oscuro

Ligeramente coloreado

Blanco oscuroNo hay liquido

Bo (BY/BN) < 1,5 > 1,5

Comp. % molarC7+ > 40% C1 < 50%

20 > C7+ > 12,5% C1 < 60%

C7+ < 12,5% C1 > 60%

C7+ < 4% C1 > 80%

C7+ < 0.7%

Cambio de fase en el reservorio

Punto de burbuja Punto de burbuja Punto de rocioNo hay cambio

de fase

No hay cambio de

fase

CARACTERIZACION DE FLUIDOSCARACTERIZACION DE FLUIDOSCARACTERIZACION DE FLUIDOSCARACTERIZACION DE FLUIDOS

AUTOR API GOR C7+ MOLECULAR WEIGT(lb/mol-lb)

MUSKAT >48 >10,000STANDING 45<ºAPI<70 >5,000MOSES 40<ºAPI<60 >3,000 <12.5VENEZUELA >40 >3,500 <12.5 <40VENEZUELACAMPOS GIGANTES

>31 >3,000 <13.0 <52

McCAIN >40 >3200 <12.5TAREK AHMED >50 >8,000

RESERVORIOS DE GAS CONDENSADO

RegionesRegionesRegionesRegiones de de de de FlujoFlujoFlujoFlujo GasGasGasGas----CondensadoCondensadoCondensadoCondensado

Near Wellbore:

FuerzasViscosas,

Capilares & inercia

Reservorio:

Fuerzas

Gravitacionales

& Capilares

PozoAnillo de

CondensadoPresión

Existe un mecanismo diferente:

kr=f(IFT,V)

2

p V

V βδβδβδβδκκκκµµµµ ++++====∇∇∇∇ � Inertia

p

κκκκµµµµ V====∇∇∇∇

� Darcy

ctek ====ββββ �Relación con D

� Coupling2

p V

Vr

βδβδβδβδκκκκµµµµ ++++====∇∇∇∇

ctek ====ββββ �Relación con D

),( IFTVgfK r ⇒⇒⇒⇒

Kr, CouplingKr, CouplingKr, CouplingKr, Coupling

0.6

0.8

1

Gas

Rel

ativ

e P

emre

abili

ty

10204080102040

0.008 mNm-1

0.149 mNm-1

Velocity, md-1Clashach Core, Swi=15%

0

0.2

0.4

0 20 40 60 80 100

Total Liquid Saturation / Percentage

Gas

Rel

ativ

e P

emre

abili

ty

408010204080

0.852 mNm-1

Kr, Coupling & InertiaKr, Coupling & InertiaKr, Coupling & InertiaKr, Coupling & Inertia

Competition of coupling & inertia

(viscous, capillary & inertial forces)

Accurate kr=f(IFT,V) a challenge

Inertia

Coupling

EVOLUCIÓN DE LA GRAVEDAD API Y LA RGP EVOLUCIÓN DE LA GRAVEDAD API Y LA RGP EVOLUCIÓN DE LA GRAVEDAD API Y LA RGP EVOLUCIÓN DE LA GRAVEDAD API Y LA RGP CON EL TIEMPOCON EL TIEMPOCON EL TIEMPOCON EL TIEMPO

Relative positions of phase envelopesRelative positions of phase envelopesRelative positions of phase envelopesRelative positions of phase envelopes