a. Liviano b. Mediano c. Pesado d. Extrapesado (Bitumen) Ingeniería de Reservorios II
CLASIFICACION CLA SIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S PRINCIPALES CATEGORIAS DE LOS RESERVORIOS DE HCs
Ingeniería de Reservorios II
CLASIFICACION CLA SIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S
Caracterización de fluidos de Yacimientos en base a información de pruebas de producción y análisis cromatográficos (Mc Cain) GAS SECO GAS HUM. GAS COND. PET.. VOL. PET PET.. NEGRO PET
RGP
°API
C4+
C1
COLOR
> 100000 > 15000 > 3200 > 1750 < 1750
-< 70 > 40 > 40 < 45
< 0.7 % <4 < 12.5 > 12.5 > 20
> 90 % < 90 > 60 < 60 < 50
---INCOL.. INCOL AM CL CLARO ARO AM. OSCURO NEG. VER.
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CLASIFICACION CL ASIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S DE ACUERDO AL COMPORT COMPORTAMIENTO AMIENTO DE FASE RESERVORIO DE GAS SECO No existe formación de líquidos a cualquier condición de caída de presión en el reservorio, a su temperatura, y en superficie, a una menor temperatura. temp eratura. RESERVORIO DE DE GAS HUMEDO Se tiene una mayor concentración de líquidos que resulta en la formación de líquidos a las condiciones del separador en superficie.
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CLASIFICACION CL ASIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S
Reservorio de Gas Húmedo
Diagrama de fases de un Gas Natural Ingeniería de Reservorios II
CLASIFICACION CL ASIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S DE ACUERDO AL COMPORTAMIENTO DE FASE RESERVORIO RESERVOR IO DE GAS CONDENSADO La reducción de la presión del reservorio trae consigo primero, una condensación retrograda, y luego una revaporización de los líquidos formados RESERVORIO DE PETROLEO VOLATIL La temperatura del reservorio es muy cercana a la temperatura crítica y la presión de reservorio muy cercana a la presión de burbuja
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CLASIFICACION CL ASIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S
Reservorio Reservorio de Gas Condensado Retrogrado Retrogrado
Reservorio de Petróleo Volátil
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CLASIFICACION CL ASIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S
Diferencia entre los Reservorios de Gas Condensado y Petróleo Volátil Gas Gas Condensado
Petró Petróleo leo Volátil
Tc < Tyac < Tc dt
Tc Tyac ≤ Tc
Gass en el yacimiento Ga
Líquido Líquid o en el Yacimi acimiento ento
Presenta Pre senta Pto. de Rocío
Presenta Pre senta Pto. de Burb Burbujeo ujeo
% C7+ < 12.5
% C7+ > 12.5
% C1 > 60
% C1 < 60
Líquido de tanque incol incoloro-a oro-amarillo marillo claro
Líquido de tanque ama amarillo-ama rillo-amarillo rillo oscuro
RGPi > 3200 PCN/BN
1750 ≤ RGPi < 3200 PCN/BN
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CLASIFICACION CL ASIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S
“Definición Aprobada” “Naturally ocurring condensates are those hydrocarbons that exist in the single gaseous phase in reservoirs whose original temperature falls in the range from he critical temperature to the maximum temperature at which two phases can co-exist (cricondentherm). Those hydrocarbons must only be produced from wells completed in gas condensate reservoirs and become liquid at standard conditions of temperature and pressure”. •
Límite Superior API : 50° ó mayor RGL : 5000 PCN/BN o mayor %C7+: %C7 +: 3.5 3.5 ó men menor or Límite Inferior API : 45° RGL : 5000 PCN/BN %C7+ : 8 Prueba Adicional Destilación ASTM D-86 90% cond cond.. a T ≤ 650 °F • • •
•
• • •
•
•
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CLASIFICACION CL ASIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S
Clasificación de los Yacimientos de Gas Condensado Riqueza
GPM
BN/MMPCN
Alta
14.6
348
> 300
Media
9.4
224
200 - 300
Baja
7.3
173
100 – 200
Pobre
4.0
97
< 100
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CLASIFICACION CL ASIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S
Comportamiento Retrógrado de un Reservorio de Gas Condensado
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CLASIFICACION CL ASIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S DE ACUERDO AL COMPORTAMIENTO DE FASE RESERVORIO RESERVOR IO DE PETROLEO PETROL EO NEGRO La temperatura de reservorio es bastante menor a la temperatura crítica. La reducción de la presión debe ser considerable cons iderable para alcanza alcanzarr un sustancial sus tancial volumen de gas. Los reservorios de petróleo pueden ser bajosaturados ó saturados dependiendo si están ó no asociados a una capa de gas, lo cual podría podr ía ubicarlos ubic arlos en la región de 2 fases. fases.
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CLASIFICACION CL ASIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S
Reservorio de Petróleo Negro Ingeniería de Reservorios II
CLASIFICACION CL ASIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S N B / GAS N50,000 SECO C P , n 40,000 ó i c c u d 30,000 o r p e d 20,000 l a i c i n 10,000 i P 0 G R
GAS CONDENSADO
PETR LEO NEGRO
PETR LEO VOLÁTIL
Punto de Rocío Punto de Burbujeo
5
10
15
20
25
30
Heptano plus en el fluido flui do de yacimiento, % molar
El Efecto de la composición sobre la RGP inicial de producción p roducción es indicada por los limites composicionales de los cinco tipos de fluidos de reservorio Ingeniería de Reservorios II
CLASIFICACION CL ASIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S
EVOLUCIÓN DE LA GRAVEDAD API Y LA RGP CON EL TIEMPO
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CLASIFICACION CLA SIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S MECANISMOS DE IMPULSION IMPUL SION EN RESERVORIOS RESERVORIOS DE PETRÓLEO MECANISMO DE COMPACTACION DE LA ROCA Y EXPANSION DE FLUIDOS Contribuye hasta en un 4 % de la recuperación final de petróleo si el reservorio es volumétrico (limitado, sin empuje de agua) y con alta compresibil comp resibilidad idad de la formación. form ación.
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CLASIFICACION CL ASIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S MECANISMOS DE IMPULSION IMPUL SION EN RESERVORIOS RESERVORIOS DE PETRÓLEO MECANISMO DE GAS GAS EN EN SOLUCIÓN La energía de este mecanismo la proporciona el gas disuelto en el petróleo. Conocido onoc ido también t ambién como mecanismo de d e depletación. depletación. L a recuperación recuperación de de petróleo está en el rango de 12 a 37% (20% en promedio) prom edio) del petróleo in – sit u.
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CLASIFICACION CL ASIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S Factores de Recobro en Reservorios con Mecanismo de Depletación OIL GRAVITY GOR
API
ARENISCAS Max.
Prom.
CALIZA , DOLOMITA O CHERT Min.
Max.
Prom.
Min.
60
15 30 50
12.8 21.3 34.2
8.6 15.2 24.8
2.6 8.7 16.9
28.0 32.8 39.0
4.4 9.9 18.6
0.6 2.9 8.0
200
15 30 50
13.3 22.2 37.4
8.8 15.2 26.4
3.3 8.4 17.6
27.5 32.3 39.8
4.5 9.8 19.3
0.9 2.6 7.4
600
15 30 50
18.0 24.3 35.6
11.3 15.1 23.0
6.0 8.4 13.8
26.6 30.0 36.1
6.9 9.6 15.1
1.9 (2.5) 4.3
1000
15 30 50
34.4 33.7
21.2 20.2
12.6 11.6
32.6 31.8
13.2 12.0
(4.0) (3.1)
15 30 50
40.7
24.8
15.6
32.8
(14.5)
(5.0)
2000
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CLASIFICACION CLA SIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S POZOS EN PRODUCCION
CLASIFICACION CL ASIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S MECANISMOS DE IMPULSION IMPUL SION EN RESERVORIOS RESERVORIOS DE PETRÓLEO MECANISMO DE CAPA CAPA DE GAS GA S La energía de este mecanismo la proporciona el gas libre acumulado y compri co mprimido mido en el tope de la estructura. estructu ra. La presión de reservorio y la producción de petróleo declinan gradualmente hasta que la capa de gas se expande para invadir a los poz po zos productores. La recuperación de petróleo está en el rango de 15 a 50% (33% en promedio) prom edio) del petróleo in – sit u. Ingeniería de Reservorios II
CLASIFICACION CLA SIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S
CLASIFICACION CL ASIFICACION DE LOS L OS RESERVORIO RESERVORIOS S MECANISMOS DE IMPULSION IMPUL SION EN RESERVORIOS RESERVORIOS DE PETRÓLEO MECANISMO DE EMPUJE DE AGUA DE AGUA La energía de este mecanismo la proporciona un acuífero (fuente de agua) adyacente adyacente al reservori reservo rio. o. Si el tamaño del acuífero es considerable, el mecanismo puede considera considerarse rse “ activo” La recuperaci recu peración ón de petróleo petró leo está est á en en el rango rang o de d e 28 28 a 84% 84% (51% (51% en promedio) del petróleo in – situ, dependiendo si el empuje de agua es frontal front al o de fondo. fon do.
