Definición de conceptos básicos en ingeniería de reservorios

Clasificación de los reservorios:Los yacimientos petrolíferos se clasifican básicamente por:

1.El tipo de trampa en que se forman (almacenan).2.Por la clase de fluidos que se almacenan.

Diagrama de fasesSistemas de un solo componente

Diagramas de fases (P-T) para equilibrio Líquido-Vapor de uncomponente puro (CH4 puro, agua pura, C6H6 puro).

Sistemas de un solo componente•La curva que termina en el punto "1"une los puntos de presión ytemperatura en los que puedencoexistir la fase líquida y la fasegaseosa.•El punto "1”, se conoce como:“punto crítico del sistema” yrepresenta la máxima temperatura yla máxima presión a la que puedencoexistir Vapor y Líquido.•Las "zonas“ con las letras "L" y "G"representan las áreas en que elsistema se encuentra como Vapor oLíquido.

Sistemas de un solo componenteConclusiones:Para una temperatura, existe unasola presión de coexistencia entrelas dos fases.•A presiones mayores a ésta, elsistema se encuentra en faselíquida.•A presiones menores el sistema seencuentra en fase gaseosa.

Algunos autores prefieren llamar Vapor a la fase gaseosacuando se encuentra a temperaturas inferiores a latemperatura crítica (donde se puede generar líquido medianteuna compresión isotérmica).

Sistemas de un solo componenteSi se varía isotérmicamente, la presiónde un fluido que se encuentra a T >> Tc,no se observan cambios de fase en elsistema, por mucho que se aumente odisminuya la presión.Los gases permanentes (N2, O2, He, etc.)son ejemplos de este comportamiento.No es posible formar líquido mediante lacompresión de estos gases atemperatura ambiente.Tampoco es posible separar una faselíquida por enfriamiento de un fluido apresiones por encima de la presióncrítica.

Sistemas de un solo componente

Compresión isotérmicaAl cortar la curva de equilibrioLíquido - Vapor se observa elcambio de fase en el sistema.Durante la compresión isotérmica,partiendo del gas "A" se obtuvo ellíquido "Z".

1. Calentamiento isobárico (A-B)2. Compresión isotérmica (B-C)3. Enfriamiento isobárico (C-D)4. Expansión isotérmica (D-Z).Se alcanza el mismo estado final,sin embargo en ningún momentose produce un cambio de fase.

Camino Termodinámico Isotérmico Camino Termodinámico Alternativo

L

G

L

G

Sistemas de un solo componenteConclusiones:1. El punto "Z” de la figura 1, corresponde a un líquido

porque lo vimos formarse a expensas de la fase que estabapresente.

2. Mediante el recorrido termodinámico de la figura 2,transformamos un gas en líquido sin producir un cambio defases.

3. Los equilibrios termodinámicos no registran la historiaprevia del sistema. (no importa de que forma se alcanzó elpunto “z”).

4. ¿Hay algún tipo de paradoja o razonamiento engañoso enel desarrollo previo?, ¿Dónde está la falla del razonamientopresentado?. Por un camino vemos formarse líquido y porel otro no, y los productos finales son idénticos.

Sistemas de un solo componenteLa falla se encuentra en la definición de Líquido y Gas queempleamos.Sólo es válido hablar de Líquido o de Gas cuando amboscoexisten. El líquido es la fase más densa.Es conveniente hablar de fluido monofásico cuando hay una solafase presente para evitar errores conceptuales.Los puntos "A" y "Z" corresponden a fluidos monofásicos de muydiferente densidad.

En zonas cercanas al Pc las densidades del gas y del líquido soncercanas, por tanto resulta difícil diferenciar ambas fases a menosque coexistan en el mismo recipiente.“Un gas a alta presión tiene propiedades muy cercanas a las de unlíquido. Esta característica conduce a la posibilidad de que un gasdisuelva líquidos”.

Sistemas Multi-componentes

Para sistemas formados por más de un componente, se obtienendiagramas P-T, que en lugar de una línea de coexistencia de fases seobtiene una curva cerrada denominada “campana”.

Fig. 4: Diagrama P-T, para sistemas multi-componentes

Variación de presión de una mezcla homogénea a temperatura constante

Despresurización del líquido, cuando se forman las primeras burbujas, sucomponente mayoritario es el componente más volátil, el líquido mantiene lacomposición global inicial.Compresión del gas, cuando se forman las primeras gotas, su componentemayoritario es el componente menos volátil, el gas mantiene la composiciónglobal inicial.Existen dos composiciones bien diferenciadas de gas y líquido en coexistenciaa la misma temperatura. (cada una alcanza el equilibrio a presión diferente).

Diagrama de fases, mezcla por partes iguales (50% molar) componente liviano y un componente pesado (menos volátil)

Sistemas Multi-componentesTemperatura Cricondenterm. Temperatura a partir de la cual no es posibleobtener gas y líquido en equilibrio.Presión Cricondenbar. Presión a partir de la cual no es posible obtener gas ylíquido en equilibrio.Generalmente las líneas correspondientes a estas presiones y temperaturaslímite alcanzan la campana en puntos diferentes. Ninguno de estos puntos seasocia al Punto Crítico del sistema.

Sistemas Multi-componentesPunto Crítico para sistemasmulti-componentes: es aquél enque las propiedades del gas y dellíquido resultan indistinguibles.

Presiones de Saturación

Fig. 4: Diagrama P-T, para sistemas multi-componentes

Fenómenos RetrógradosEl Punto Crítico generalmente es unpunto diferente a los límites depresión y temperatura para lacoexistencia de gas y líquido enequilibrio, debido a esto se originanfenómenos conocidos como“retrógrados”.

Estos fenómenos son propios de losreservorios de gas y condensado ycasquetes de gas de reservorios depetróleos volátiles.También es aplicable a situacionesque involucran equilibrios de fasesa altas presiones.

Fenómenos Retrógrados1. Condensación de líquido durante la expansión a

temperatura constante de un gas ("normal" es lacondensación durante la compresión del gas).

2. Condensación de líquido durante el calentamiento apresión constante de un gas ("normal" es la condensacióndurante el enfriamiento del gas).

Cuando hay dos fases fluidas en un sistema, es fácil decidircuál es el líquido y cuál es el gas. La diferencia más notableentre un gas y un líquido es la densidad.La fase superior corresponde al gas y la inferior al líquido.La densidad está ligada a la distancia que separa lasmoléculas. Si las moléculas están muy distanciadas (comogases) la densidad es baja.

Fenómenos RetrógradosLas moléculas se acercan entre sí por dos razones.1. A bajas temperaturas, la agitación térmica no logra contrarrestar

las fuerzas de atracción entre moléculas (Fuerzas de Van derWaals) y se produce la condensación "normal" (formación delíquidos por enfriamiento).

2. A altas presiones, entregando alta energía al sistema para"obligar" a las moléculas a permanecer en contacto pese a laagitación térmica.

Los gases a alta presión (3000 o más psia), tienen uncomportamiento similar al de los líquidos (densidades altas). Lasdistancias moleculares se acortan de tal manera que una fasegaseosa en esas condiciones puede disolver moléculas más pesadas.

Gas y líquido pasan a tener cantidades similares de moléculas porunidad de volumen.

Fenómenos RetrógradosCuando un gas a alta presión se expande (luego de disolver algo delíquido), pierde su capacidad de disolver líquidos (se comportacomo un gas con las moléculas distanciadas) y los componentespesados se desprenden generando lo que se conoce comocondensación retrógrada, que es perfectamente "normal".

Cuando un gas a alta presión se calienta (en forma isobárica). Laexpansión térmica aleja las moléculas del gas y los componentespesados se desprenden de la masa gaseosa.

Fenómenos RetrógradosLos que trabajamos con petróleo y gas natural estamosacostumbrados a calificar las mezclas no por lo que son,sino por lo que va a ocurrir con ellas.

En el caso de la condensación retrógrada, calificamos degas a la mezcla inicial homogénea porque a partir de ella,mediante un proceso de producción de los reservorios(depletación), se empieza a desprender un líquido.

¿Qué otra cosa puede ser una mezcla de la cual sedesprenden gotas más densas que el fluido original?.

Fenómenos Retrógrados¿Porqué una misma mezcla, enidénticas condiciones de Presión yTemperatura, la calificamos comoPetróleo o como Gas, dependiendo delproceso a que la sometemos?.Porque calificamos a la mezcla por loque vamos a hacer con ella y no por loque es.La mezcla "X" es Gaseosa o Líquida?Es un fluido monofásico.Los términos Gas o Líquido sonconvenientes emplearlos sólo paracalificar las fases cuando coexisten.

Clasificación de los Yacimientos

• Yacimientos de Petróleo Negro

• Yacimientos de Petróleo liviano o volátil

• Yacimientos de Gas Condensado (Retrógrado)

• Yacimientos de Gas Húmedo

• Yacimientos de Gas Seco

Yacimientos de Petróleo NegroCrudo de bajo encogimiento o crudo ordinarioCompuesto principalmente de moléculas grandes, pesadas no volátiles.Los primeros crudos de este tipo fueron de color negro.Normalmente de color negro, aunque puede ser marrón o verduzco.

Yacimientos de Petróleo NegroCaracterísticas:GOR =1000 pcs/STB.Bo = 2 bbl/stbAPI = 45°C7+ > ó = a 30%.T yac < a 250 °F.

Las líneas iso-volumétricas o decalidad están uniformementeespaciadas y tienen un amplio rangode temperatura.El API decrece lentamente con eltiempo, una vez bien avanzada la vidadel yacimiento vuelve a incrementarseligeramente.

Yacimientos de Petróleo livianoCrudos de alto encogimiento o crudos cercanos al punto crítico.Una pequeña reducción en presión por debajo de Pb causa una granliberación de gas. Hasta un 50 % puede convertirse en gas en elyacimiento cuando la presión cae unos cientos psi debajo de Pb.La E.B.M. de petróleos pesados no trabaja en estos casos.Color usualmente café claro a verde.

Yacimientos de Petróleo livianoCaracterísticas:Bo > 2 bbl/stb1 000 < GOR < 8 000 scf/STB45 < API < 60C7+ mayor o igual a 12.5 %T yac ligeramente < a la crítica.

El gas liberado puede ser del tipogas condensado.El GOR y el API incrementan con laproducción.Las líneas de calidad no estánigualmente espaciadas y estándesplazadas hacia el Pb.

Yacimientos de Gas CondensadoSi Pi > = Pr, cuando la presión cae sealcanza el punto de saturación. El % delíquido incrementa hasta un puntodonde la disminución de presión soloencontrará gas.El gas producido tiene menos contenidode líquido, debido a que el condensadoqueda atrapado dentro de los poros dela roca. (incremento del GOR).Cuando se alcanza el Pr, la composicióndel fluido en el reservorio cambia (laenvolvente se desplaza a la derecha).En estos yacimientos, el mantenimientode presión es fundamental paraoptimizar la producción.

Yacimientos de Gas CondensadoCaracterísticas:GLR entre 8 000 y 70 000 scf/bblAPI => a 40° API.C7+ < a 12.5 %T yac entre Tc y T cricon.Pc debajo y a la izquierda de laenvolvente; posición determinadapor la cantidad de HCB livianospresentes en la mezcla (C1, C2 y C3).El Condensado puede serligeramente colorado, marrón,anaranjado, verduzco otransparente.

Yacimientos de Gas HúmedoDiagrama de fases de HCB de moléculas predominantementepequeñas por debajo de la temperatura del yacimiento.La línea de presión no toca a la envolvente; no se forma líquido en elyacimiento, pero si en superficie (dos fases).

Yacimientos de Gas HúmedoCaracterísticas:GOR > 15000 pcs/STB y API > 60° permanece constante durante lavida del yacimiento.Se producen menos de 60 STB crudo por 1 MMpcs de gas.El Condensado es transparente.

Yacimientos de Gas SecoMezcla de HCB formada principalmente por metano y algunosintermedios; permanece gaseosa en superficie como en el yacimiento.No hay presencia de líquidos ni en yacimiento ni superficie.A temperaturas (< a 50 °F), se obtienen líquidos de estos gases.La EBM para determinar el GOIS y predecir reservas, se aplicayacimientos de gas seco y gas húmedo.

AsfalténicosPi y Ti del yac. muy por encima y a la izquierda del punto crítico.Rango de temperatura bastante amplio.No se vaporizan ni tienen punto crítico.Cuando P yac > Pb (una sola fase), la composición se mantieneconstante. Cuando P yac < Pb, el gas se produce fácilmente y El GOR nose mantiene, lo que ocasiona un cambio del Pb y un desplazamiento deldiagrama de fases.

REGLAS PRACTICASSegún Mc Cain:

GOR> 3200 pc/bbl Yacimiento de gasGOR< 3200 pc/bbl Yacimiento de petróleo

Gas Húmedo: T cricondenterm < T YacGas y Condensado: T cricondenterm > T Yac

REGLAS PRACTICAS

REGLAS PRACTICAS

Fluid Type Separator GOR (MSCF/STB)

Pressure Depletion Behavior in Reservoir

Dry gas No surface liquids Remains gas

Wet gas > 100 Remains gas

Condensate 3 - 100 Gas with liquid drop out

Volatile oil 1.5 - 3 Liquid with significant gas

Black oil 0.1 - 1.5 Liquid with some gas

Heavy oil ~ 0 Negligible gas formation

REGLAS PRACTICASFluid Type

Separator GOR

(MSCF/STB)Pressure Depletion Behavior in Reservoir

Dry gas No surface liquids Remains gas

Wet gas > 100 Remains gas

Condensate 3 - 100 Gas with liquid drop out

Volatile oil 1.5 - 3 Liquid with significant gas

Black oil 0.1 - 1.5 Liquid with some gas

Heavy oil ~ 0 Negligible gas formation

PROBLEMAS CONCEPTUALES