Definición de conceptos básicos en ingeniería de reservorios Clasificación de los reservorios: Los yacimientos petrolíferos 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 fases Sist Sistem ema as de un solo solo co comp mpon onen ente te
Diag Diagrramas amas de fases ases (P-T (P-T)) para ara equi quilibri brio Líqu Líquid ido o-Vap -Vapo or de un componente puro (CH4 (CH4 puro, agua pura, C6H6 puro).
Sistemas de un solo componente •La curva que termina en el punto "1" une los puntos de presión y temperatura en los que pueden coexistir la fase líquida y la fase gaseosa. •El punto "1”, se conoce como: “ punto crítico del sistema” y representa la máxima temperatura y la máxima presión a la que pueden coexistir Vapor y Líquido.
•Las "zonas“ con las letras "L" y "G" representan las áreas en que el sistema se encuentra como Vapor o Líquido.
Sistemas de un solo componente Conclusiones:
Para una temperatura, existe una sola presión de coexistencia entre las dos fases.
•A presiones mayores a ésta, el sistema se encuentra en fase líquida. •A presiones menores el sistema se encuentra en fase gaseosa. Algunos autores prefieren llamar Vapor a la fase gaseosa cuando se encuentra a temperaturas inferiores a la temperatura crítica (donde se puede generar líquido mediante una compresión isotérmica).
Sistemas de un solo componente Si se varía isotérmicamente, la presión de un fluido que se encuentra a T >> Tc, no se observan cambios de fase en el sistema, por mucho que se aumente o disminuya la presión. Los gases permanentes (N2, O2, He, etc.) son ejemplos de este comportamiento. No es posible formar líquido mediante la compresión de estos gases a temperatura ambiente. Tampoco es posible separar una fase líquida por enfriamiento de un fluido a presiones por encima de la presión crítica.
Sistemas de un solo componente L
L
G
G
Camino Termodinámico Isotérmico
Camino Termodinámico Alternativo
Compresión isotérmica
1.
Calentamiento isobárico (A-B)
Al cortar la curva de equilibrio Líquido - Vapor se observa el cambio de fase en el sistema.
2.
Compresión isotérmica (B-C)
3.
Enfriamiento isobárico (C-D)
4.
Expansión isotérmica (D-Z).
Durante la compresión isotérmica, partiendo del gas "A" se obtuvo el líquido "Z".
Se alcanza el mismo estado final, sin embargo en ningún momento se produce un cambio de fase.
Sistemas de un solo componente Conclusiones:
1. El punto "Z” de la figura 1, corresponde a un líquido porque lo vimos formarse a expensas de la fase que estaba presente. 2. Mediante el recorrido termodinámico de la figura 2, transformamos un gas en líquido sin producir un cambio de fases. 3. Los equilibrios termodinámicos no registran la historia previa del sistema. (no importa de que forma se alcanzó el punto “z”). 4. ¿Hay algún tipo de paradoja o razonamiento engañoso en el desarrollo previo?, ¿Dónde está la falla del razonamiento presentado?. Por un camino vemos formarse líquido y por el otro no, y los productos finales son idénticos.
Sistemas de un solo componente La falla se encuentra en la definición de Líquido y Gas que empleamos. Sólo es válido hablar de Líquido o de Gas cuando ambos coexisten. El líquido es la fase más densa. Es conveniente hablar de fluido monofásico cuando hay una sola fase presente para evitar errores conceptuales. Los puntos "A" y "Z" corresponden a fluidos monofásicos de muy diferente densidad. En zonas cercanas al Pc las densidades del gas y del líquido son cercanas, por tanto resulta difícil diferenciar ambas fases a menos que coexistan en el mismo recipiente. “Un gas a alta presión tiene propiedades muy cercanas a las de un líquido. Esta característica conduce a la posibilidad de que un gas disuelva líquidos”.
Sistemas Multi-componentes
Fig. 4: Diagrama P-T, para sistemas multi-componentes
Para sistemas formados por más de un componente, se obtienen diagramas P-T, que en lugar de una línea de coexistencia de fases se obtiene una curva cerrada denominada “campana”.
Variación de presión de una mezcla homogénea a temperatura constante Despresurización del líquido, cuando se forman las primeras burbujas, su componente mayoritario es el componente más volátil, el líquido mantiene la composición global inicial. Compresión del gas, cuando se forman las primeras gotas, su componente mayoritario es el componente menos volátil, el gas mantiene la composición global inicial. Existen dos composiciones bien diferenciadas de gas y líquido en coexistencia a 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-componentes
Temperatura Cricondenterm. Temperatura a partir de la cual no es posible
obtener gas y líquido en equilibrio. Presión Cricondenbar. Presión a partir de la cual no es posible obtener gas y
líquido en equilibrio. Generalmente las líneas correspondientes a estas presiones y temperaturas límite alcanzan la campana en puntos diferentes. Ninguno de estos puntos se asocia al Punto Crítico del sistema.
Sistemas Multi-componentes Punto Crítico para sistemas multi-componentes: es aquél en que las propiedades del gas y del líquido resultan indistinguibles. Presiones de Saturación
Fig. 4: Diagrama P-T, para sistemas multi-componentes
Fenómenos Retrógrados El Punto Crítico generalmente es un punto diferente a los límites de presión y temperatura para la coexistencia de gas y líquido en equilibrio, debido a esto se originan fenómenos conocidos como “retrógrados”. Estos fenómenos son propios de los reservorios de gas y condensado y casquetes de gas de reservorios de petróleos volátiles. También es aplicable a situaciones que involucran equilibrios de fases a altas presiones.
Fenómenos Retrógrados 1. Condensación de líquido durante la expansión a temperatura constante de un gas ("normal" es la condensación durante la compresión del gas). 2. Condensación de líquido durante el calentamiento a presión constante de un gas ("normal" es la condensación durante el enfriamiento del gas). Cuando hay dos fases fluidas en un sistema, es fácil decidir cuál es el líquido y cuál es el gas. La diferencia más notable entre 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 las moléculas. Si las moléculas están muy distanciadas (como gases) la densidad es baja.
Fenómenos Retrógrados Las 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 der Waals) y se produce la condensación "normal" (formación de líquidos por enfriamiento). 2. A altas presiones, entregando alta energía al sistema para "obligar" a las moléculas a permanecer en contacto pese a la agitación térmica. Los gases a alta presión (3000 o más psia), tienen un comportamiento similar al de los líquidos (densidades altas). Las distancias moleculares se acortan de tal manera que una fase gaseosa en esas condiciones puede disolver moléculas más pesadas. Gas y líquido pasan a tener cantidades similares de moléculas por unidad de volumen.
Fenómenos Retrógrados Cuando un gas a alta presión se expande (luego de disolver algo de líquido), pierde su capacidad de disolver líquidos (se comporta como un gas con las moléculas distanciadas) y los componentes pesados se desprenden generando lo que se conoce como condensación retrógrada, que es perfectamente "normal". Cuando un gas a alta presión se calienta (en forma isobárica). La expansión térmica aleja las moléculas del gas y los componentes pesados se desprenden de la masa gaseosa.
Fenómenos Retrógrados Los que trabajamos con petróleo y gas natural estamos acostumbrados 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 de gas 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 se desprenden gotas más densas que el fluido original?.
Fenómenos Retrógrados ¿Porqué una misma mezcla, en idénticas condiciones de Presión y Temperatura, la calificamos como Petróleo o como Gas, dependiendo del proceso a que la sometemos?. Porque calificamos a la mezcla por lo que vamos a hacer con ella y no por lo que es. La mezcla "X" es Gaseosa o Líquida? Es un fluido monofásico.
Los términos Gas o Líquido son convenientes emplearlos sólo para calificar 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 Negro Crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario Compuesto 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 Negro Características:
GOR =1000 pcs/STB. Bo = 2 bbl/stb API = 45° C7+ > ó = a 30%. T yac < a 250 °F. Las líneas iso-volumétricas o de calidad están uniformemente espaciadas y tienen un amplio rango de temperatura. El API decrece lentamente con el tiempo, una vez bien avanzada la vida del yacimiento vuelve a incrementarse ligeramente.
Yacimientos de Petróleo liviano Crudos de alto encogimiento o crudos cercanos al punto crítico. Una pequeña reducción en presión por debajo de Pb causa una gran liberación de gas. Hasta un 50 % puede convertirse en gas en el yacimiento 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 liviano Características:
Bo > 2 bbl/stb 1 000 < GOR < 8 000 scf/STB 45 < API < 60 C7+ mayor o igual a 12.5 % T yac ligeramente < a la crítica. El gas liberado puede ser del tipo gas condensado. El GOR y el API incrementan con la producción. Las líneas de calidad no están igualmente espaciadas y están desplazadas hacia el Pb.
Yacimientos de Gas Condensado Si Pi > = Pr, cuando la presión cae se alcanza el punto de saturación. El % de líquido incrementa hasta un punto donde la disminución de presión solo encontrará gas. El gas producido tiene menos contenido de líquido, debido a que el condensado queda atrapado dentro de los poros de la roca. (incremento del GOR). Cuando se alcanza el Pr, la composición del fluido en el reservorio cambia (la envolvente se desplaza a la derecha). En estos yacimientos, el mantenimiento de presión es fundamental para optimizar la producción.
Yacimientos de Gas Condensado Características:
GLR entre 8 000 y 70 000 scf/bbl API => a 40° API. C7+ < a 12.5 % T yac entre Tc y T cricon. Pc debajo y a la izquierda de la envolvente; posición determinada por la cantidad de HCB livianos presentes en la mezcla (C1, C2 y C3). El Condensado puede ser ligeramente colorado, marrón, anaranjado, verduzco o transparente.
Yacimientos de Gas Húmedo Diagrama de fases de HCB de moléculas predominantemente pequeñas por debajo de la temperatura del yacimiento. La línea de presión no toca a la envolvente; no se forma líquido en el yacimiento, pero si en superficie (dos fases).
Yacimientos de Gas Húmedo Características:
GOR > 15000 pcs/STB y API > 60° permanece constante durante la vida del yacimiento. Se producen menos de 60 STB crudo por 1 MMpcs de gas. El Condensado es transparente.
Yacimientos de Gas Seco Mezcla de HCB formada principalmente por metano y algunos intermedios; 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 aplica yacimientos de gas seco y gas húmedo.
Asfalténicos Pi 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 mantiene constante. Cuando P yac < Pb, el gas se produce fácilmente y El GOR no se mantiene, lo que ocasiona un cambio del Pb y un desplazamiento del diagrama de fases.
REGLAS PRACTICAS Según Mc Cain: GOR> 3200 pc/bbl Yacimiento de gas GOR< 3200 pc/bbl Yacimiento de petróleo
Gas Húmedo: T cricondenterm < T Yac Gas y Condensado: T cricondenterm > T Yac
REGLAS PRACTICAS
REGLAS PRACTICAS
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
Fluid Type
REGLAS PRACTICAS 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
Fluid Type
