Libro Explotacion Del Gas Natural

Explotación del Gas y Optimización de la Producción________________________________________20

Optimización de Tubería Vertical y Línea Horizontal 5000 4500 4000

Outflo

) a 3500 i s p3000 ( n2500 ó i 2000 s e r 1500 P

Diametro: 2,445 Diametro: 2 Diametro: 3 Diametro: 4

1000 Diametro: 4

500

Diametro: 3

0 0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60 rocio

65

70

Caudal (MMPCD) Figura 1.7 (Sensibilidad a los diámetros tubería y línea de producción)

1.4.6- Efecto de Agotamiento del Reservorio

Al aislar los componentes de las tuberias tanto vertical como horizontal, podemos observar el efecto de Agotamiento del reservorio, con su disminución de su capacidad productiva, conforme transcurre el tiempo. Teniendo en cuenta los cambios de la relación gas-condensado RGC y el corte de agua. Las intersecciones de las curvas aguas arriba y aguas abajo para las misma condicioes de la presión de reservorio, da como resultado las capacidades de producción para esta relacion ( ver figura 1.8 ). Mantener la producción en un caudal constante, implicaria una disminución de la presión de fondo fluyente a medida que la presión del reservorio declina. Existen dos formas para lograr esto: • •

la primera, es instalando un compresor para reducir la presión del separador. la segunda, es instalando una línea de flujo y tuberías de mayor diámetro para disminuir la caída de presión en el sistema de tuberías.


Agotamiento de Reservorio 4000

Presión: 3694 Presión: 2000

) 3000 a i s p ( n 2000 ó i s e r P1000

Presión: 1500 Presión: 1300 Rel. Agua:

0 0

2

4

6

8

10

12

14

Caudal (MMPCD) Figura 1.8 ( Agotamiento de Reservorio)

1.5.- Análisis del Sistema Nodo en Cabeza de Pozo Con la ubicación del nodo de solución en la cabeza del pozo ( nodo 5 ), la línea de flujo horizontal esta aislada facilitando el análisis de cambio de diámetro de la misma y de la caída de presión en la línea o conducto. Nuevamente el sistema total es dividido en dos componentes, constituyendo el separador y la línea de flujo horizontal como un componente, y el reservorio más la sarta de tubería vertical como un segundo componente; ver la figura 1.10 muestra,.el primer componente. La línea de flujo empieza con la presión de separación incrementandose, la presión en la línea de acuerdo a la pérdida de presión debido a los efectos de fricción y aceleración, determinandose la presión final en cabeza de pozo para mover el caudal asumido. La Figura 1.11, muestra el segundo componente del sistema; la linea de flujo empieza con la presion de reservorio, la cual va disminuyendo de acuerdo a las restrinciones encontradas, primeramente, se debe descontar la pérdida de presión obtenida en las perforaciones en el caso que el pozo este completado, luego se descuenta la pérdida de presión por elevación, fricción y aceleración obtenida en la tubería vertical encontrando la presión en cabeza para cada caudal asumido. Las tablas de cálculos de las pérdidas de presión y los procedimientos de cálculos los mostramos, más explícitamente, en el capítulo 5 de este libro.


La presión del nodo para este caso esta dada por: Entrada (Inflow) al nodo:

P wh = P R − ∆ P res − ∆ P tub

EC.(1.5)

Salida (Outflow) de nodo

P wh = P sep + ∆ P lf

EC.(1.6)

Procedimiento de cálculo: • •

Asumir varios valores de q sc , y determine el correspondiente P wf de los métodos de inflow performance. Determine la presión de cabeza del pozo, P wh correspondiente para cada q sc y

P wf determinada en el paso 1. •

Trazar un gráfico P wh vs q sc . Utilizando una presión fija de separador y las ecuaciones en las tuberías de flujo, calcular P wh para varios caudales de flujo asumidos.

•

Trazar un gráfico P wh vs q sc en el mismo gráfico que en el paso 3.

•

La

intersección da solamente el valor de P wh y q sc para un diámetro de línea que ira a satisfacer ambos subsistemas.

1.6.- Análisis del Sistema en el Separador Con la ubicación del nodo en el separador se puede dividir el sistema en dos componentes, para optimizar la presión de separación, con los distintos diámetros de choques en el caso de que existan. El primer componente del sistema es el separador. El segundo componente del sistema muestra, el reservorio, tubería y líneas de flujo. La Figura 1.12 nos muestra el efecto de la presión de separación para los distintos choques y el máximo caudal que podríamos obtener. La solución es obtenida haciendo el gráfico P q sc , como P sep sep calculado para la relación: vs

P sep = P R − ∆ P res − ∆ P tub − ∆ P lf

EC.(1.7)

Procedimiento de cálculo: •

Comenzar con la presión de reservorio para calcular la presión de fondo fluyente correspondiente para cada caudal asumido.


•

Determinar la presión de cabeza para cada P wf y q sc del paso 1, haciendo uso de una correlación de flujo vertical.

•

Con la presión de cabeza del paso 2, establecer la presión del separador P sep ,respectiva y permisible para cada caudal.

•

Trazar un gráfico P sep vs q sc y determinar q sc para varios valores de P sep .

Al igual que en el punto anterior 1.5, estos procedimiento y cálculos, los mostramos más explícitamente en capitulo 5.

Figura 1.10 Componentes de separador y línea de flujo horizontal

Figura 1.11 Componentes del reservorio y tubería vertical

Agradecimientos

Primeramente quiero agradecer a la Universidad Gabriel Rene Moreno y YPFB por el apoyo brindado para la cristalización de este libro, principalmente al Ing.Walter Yabeta Decano de la Facultad de Tecnología por el apoyo en la publicación de este libro. Al Dr. Hugo Araujo por la revisión criteriosa del libro, comentarios y sugerencias, sobre el contenido contenido y forma forma de presentación de los diferentes capítulos. Al Ing. Luis Kin por las contribuciones recibidas durante el proceso de confección del libro y la revisión de algunos capítulos y sugerencias. Quiero también agradecer a los Ings. Ings. Gerardo Corcos, Javier Velarde, Joaquín Texeira, Ming. José Escobar por la colaboración y sugerencias recibidas para la confección de este libro. A mis mis colegas y amigos amigos Ings. Esteban Cabrera, Oscar Jalil por la transcripción y ajustes de los programas realizados. Finalmente quiero agradecer a mi esposa Amaly por la comprensión, apoyo e incentivo para llegar a terminar este proyecto. También quiero agradecer a mis hijos.


La presión del separador controla la presión de succión del compresor y está directamente relacionada con la potencia del compresor (HP) estimada de la siguiente manera: 1n

HP = 23( R )

(n )(q )

EC.(2.8)

Donde: R = Re lación de compresión =

Pr esión de descarg aabsoluta Pr esión de succiónabsoluta

n = número de etapas Para R > 4.5 use 2 etapas Para R > 20 use 3 etapas

q = Mpcsd El siguiente procedimiento, es usado para determinar los parámetros de diseño necesarios y la potencia requerida para entregar una cantidad de gas a una presión fijada en la línea de venta •

Comenzar con la P sep para varios valores de q sc usando el R , determine P procedimiento para determinar el efecto de la presión del separador.

• Trazar un gráfico P sep

vs

q sc

• Comenzar con la presión de línea de venta, determine la presión de descarga requerida en el compresor, P dis para varios valores de caudal de flujo. • Trazar un gráfico P dis

vs

q sc en el mismo gráfico tal como fue usado en el paso

2. La intersección de estas curvas da la capacidad de flujo o de entrega.

• Seleccione valores de

q sc y determine los valores de P dis , P sep y

∆ P = P dis − P sep para cada q sc . • Determinar la relación de compresión requerida, R , y la potencia requerida por el compresor, HP .

1.8.- Análisis del Sistema para pozos con Restricciones Superficiales La Figura 1.13 muestra una descripción física del pozo con un choque de superficie instalado. Puesto que el choque de cabeza esta usualmente representado por el nodo 2 de acuerdo a la ubicación de los nodos, mostrada en la Figura 1.3, es seleccionado para resolver el problema y determinar los caudales posibles para diferentes diámetros de choque.

Explotación del Gas y Optimización de la Producción ------------------------------------------------------ -----------------

2.3

2.4

2.5 2.6

2.2.12 Saturación Crítica del Fluido……………………………………32 Clasificación de los Reservorios ……………………………………………...33 2.3.1 Reservorio de Petróleo…………………………………………..33 2.3.1.1 Reservorio de Petróleo Subsaturado……………………. 33 2.3.1.2 Reservorio de Petróleo Saturado………………………... 34 2.3.1.3 Reservorio Reservorio con Capa de Gas …………………………… 34 2.3.2 Petróleo Negro…………………………………………………..35 2.3.3 Petróleo Negro de bajo Rendimiento …………………………36 2.3.4 Petróleo Volátil ………………………………………………..37 2.3.5 Petróleo Cerca al Punto Critico…………………………………38 Reservorio de Gas……………………………………………………………….39 2.4.1 Reservorio de Condensación Retrograda……………………….39 2.4.2 Reservorio de Gas Condensado cerca al punto punto Crítico………… 40 2.4.3 Reservorio de Gas Húmedo……………………………………..41 2.4.4 Reservorio de Gas Seco…………………………………………41 Correlaciones para determinar el Punto de Rocío………………………………42 2.5.1 Determinación del Punto de Rocío con la Composición……….. 42 2.5.2 Determinación del Punto Punto de Rocío con datos de Producción…... 45 Pruebas PVT…………………………………………………………………….46 2.6.1 Tipos de Pruebas PVT ………………………………………...47 2.6.1.1 Proceso a Composición Constante……………………... 47 2.6.1.2 Proceso a Volumen Constante………………………….. 48 2.6.1.3 Proceso de Liberación Diferencial ……………………. 48

Capítulo 3 :

3.1 3.2

2

Propiedades del Gas Natural

Introducción a las Propiedades del Gas Natural.……………………………… 50 Gas Natural…………………………………………………………………….50 3.2.1.- Composición del del Gas Natural …………………………………………51 3.2.2.- Comportamiento de los Gases Gases Ideales………………………………….51 3.2.3.- Ley de los Gases Ideales……………………………………………….. Ideales………………………………………………..51 3.2.3.1 Ley de Boyle……………………………………………………52 3.2.3.2 Ley de Charles…………………………………………………..52 3.2.3.3 Ley de Charles y Boyle…………………………………………53 3.2.3.4 Ley de Avogadro………………………………………………...53 3.2.4 Ecuación para los Gases Ideales………………………………………...53 3.2.5 Mezclas de Gases Ideales……………………………………………….54 3.2.5.1 Ley de Dalton……………………………………………………55 3.2.5.2 Ley de Amagar…………………………………………………..56 3.2.5.3 Fracción Volumétrica……………………………………………57 3.2.5.4 Peso Molecular Aparente………………………………………..58 3.2.5.5 Fracción Molar…………………………………………………..58 3.2.6 Densidad del Gas………………………………………………………..59 3.3.1 Gases Reales…………………………………………………………….63 3.3.2 Método de obtención del factor de compresibilidad Z ………………… 63 3.3.3 Correlación de Standing y Kats………………………………………...64 3.3.4 Correlación de Brill & Beggs…………………………………………...69 3.3.5 Correlación de Drank, Purvis y Robinson………………………………69


La solución es dividida en dos partes: 1. La primera parte, sigue exactamente el procedimiento descrito en la sección 1.5 (análisis del sistema nodo en cabeza de pozo). En este caso, el desempeño de la curva vertical del IPR representará la presión aguas arriba del nodo 5, P wh (presión de cabeza que controla el caudal) y el desempeño de la curva del segmento horizontal, la presión aguas abajo del nodo 5, P D (presión necesaria para mover el fluido al separador). Así mismo, hemos considerado que no existe caída de presión en el nodo, y que el caudal que se predice es donde la presión aguas arriba es igual a la presión aguas abajo ( P wh = P D ) , ver Figura 1.14. Sin embargo, sabemos que el choque creará una caída de presión en el nodo funcional 5 para cada caudal.

Figura 1.13 (Solución de Nodo en el choque de superficie)


2.- La segunda parte se aboca a encontrar esta caída de presión, ∆ P para luego hacer un gráfico ∆ P vs q elaborado sobre la base de los cálculos del desempeño del choque. •

La caída de presión para diferentes choques y caudales, se obtiene de la figura 1.14 y se hace un gráfico ∆ P vs q .

•

Para diferentes diámetros de choques, calcular la presión de cabeza asumiendo varios caudales. Tabular estos datos en una tabla, incluyendo además los valores de caída de presión entre presión de cabeza, requerida para mover el caudal asumido a través del choque y la presión downstream necesaria para mover el fluido al separador. Los ∆ P tabulados son plasmados en coordenadas cartesianas, para mostrar el comportamiento del choque señalaremos en la Figura 1.14 diferentes diámetros de choques.

•

•

Las curvas del comportamiento del sistema nos indican el ∆ P requerido para varios caudales, tomando en cuenta el sistema completo desde la salida al separador. Las curvas de desempeño del choque revelan un ∆ P creado para un conjunto de caudales considerando diferentes tamaños de choques. Los puntos de intersección de las ∆ P creadas y requeridas representan las soluciones posibles. Por ejemplo, el caudal obtenido a través de la configuración de un pozo sin restricciones, caerá en un cierto porcentaje con la instalación de un choque en cabeza de un diámetro particular. Al igual que en inciso 1.5, detallados se muestran en el capitulo 6.

Determinación de Caudales por diferentes Choques Presión de Separación 1200 psi 9000 8000 7000 i s 6000 P n 5000 o i s 4000 e r 3000 P 2000 1000 0 0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

Caudal Gas MMPCD Delta de Presion

ck 20 Achond

ck 24 Achond

ck 28 Achond

ck 32 Achond

ck 36 Achond

Presion fondo fluyente

Linea Horizontal

Presion Cabeza

Figura 1.14 ( Comportamiento total del sistema incluyendo optimización de choque)


Referencias Bibliográficas  

Gas Production Operations – H. Dale Beggs



The Technology of Artificial Lift Methods – Kermit E. Brown , Volume 4 Production Optimization of Oil and Gas Wells by Nodal Systems Analysis Production Optimization, Using Nodal Analysis – H. Dale Beggs



Manual de Análisis de Pozos – Dowell-Schlumberger



Subsurface Engineering – Exxon Company, U.S.A. Technical Services Training.



Nodal System Analysis of Oil and Gas Wells, By Kermit E. Brown, and James F. Lea, SPE 14014



A Nodal Approach for Applying Systems Analysis to the Flowing and Artificial Lift Oil or Gas Well , By Joe Mach, Eduardo Proaño, Kermit E. Brown , SPE 8025



Nodal System Analysis of Oil and gas Wells, By Kermit E. Brown, and James F. Lea, SPE 14014

1

The Technology of Artificial Lift Methods – Kermit E. Brown, Volume 4 Production Optimization of Oil and Gas Wells by Nodal Systems Analysis, pag. 87 2

A Nodal Approach for Applying Systems Analysis to the Flowing and Artificial Lift Oil or Gas Well, By Joe Mach, Eduardo Proaño, Kermit E. Brown, SPE 8025 3


i

The Technology of Artificial Lift Methods – Kermit E. Brown, Volume 4 Production Optimization of Oil and Gas Wells by Nodal Systems Analysis, pag. 87 ii

A Nodal Approach for Applying Systems Analysis to the Flowing and Artificial Lift Oil or Gas Well, By Joe Mach, Eduardo Proaño, Kermit E. Brown, SPE 8025 iii


iv

Application of Nodal Analysis in Appalachian Gas Wells, By R.M Frear Jr., Stonewall Gas Co., and J.P. Yu and J.R. Blair, West Virginia U., SPE 17061 v

Production Optimization, Using Nodal Analysis, By H. Dale Beggs, 1991, pag. 7

Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------29

2

Clasificación de los fluidos en el Reservorio

2.1

Introdución

Las acumulaciones de gas y de petróleo ocurren en trampas subterráneas formadas por características estructurales, estratigráficas o ambas. Por fortuna, estas acumulaciones se presentan en las partes más porosas y permeables de los estratos, siendo estos principalmente areniscas, calizas y dolomitas, con las aberturas ínter granulares o con espacios porosos debido a diaclasas, fracturas y efectos de soluciones. Por lo que un yacimiento está definido, como una trampa donde se encuentra contenido el petróleo, el gas, o ambas como mezclas complejas de compuestos, como un solo sistema hidráulico conectado cuyas característica no solo depende de la composición si no también de la presión y temperatura a la que se encuentra. Muchos de los yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidráulicamente a rocas llenas de agua, denominadas acuíferos, como también muchos de estos yacimientos se hallan localizados en grandes cuencas sedimentarias y comparten un acuífero común. La temperatura de un reservorio es determinada por la profundidad, y el comportamiento del fluido en un reservorio es determinado por su composición relación PVT. En un reservorio se tiene diferentes clases de fluido, las cuales mostramos en tabla 2.1. Las temperaturas críticas de los hidrocarburos más pesados son más elevadas que los componentes livianos. De allí la temperatura crítica de la mezcla de un hidrocarburo predominantemente compuesto por componentes pesado, es más alta que el rango normal de temperatura en el reservorio.

Tabla 2.1

Características y composición de los diferentes tipos de Fluido en el reservorio Componente Petróleo Petróleo Gas y Gas seco Volátil Condensado

C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7+ PM C7+ Dens. Relativa

45.62 3.17 2.10 1.50 1.08 1.45 45.08 231.0 0.862

64.17 8.03 5.19 3.86 2.35 1.21 15.19 178.00 0.765

86.82 4.07 2.32 1.67 0.81 0.57 3.74 110.00 0.735

92.26 3.67 2.18 1.15 0.39 0.14 0.21 145.00 0.757

Color del

Negro Verdoso

Anaranjado Oscuro

Café Ligero

Acuoso

Líquido

29


Cuando la presión de reservorio cae por debajo del punto de saturación, el diagrama de fase del fluido original no es representativo, ya que el gas y líquido son producidos a razones diferentes a la combinación original, resultando un cambio en la composición del fluido. La segregación gravitacional de las dos fases con diferentes densidades también podría inhibir el contacto entre las dos fases previendo el equilibrio en el reservorio. Los reservorios de hidrocarburos son clasificados de acue rdo a:

• • •

La composición de la mezcla de hidrocarburos en el reservorio. La presión y temperatura inicial del reservorio. La presión y temperatura de producción en superficie.

El comportamiento termodinámico de una mezcla natural de hidrocarburos, puede ser utilizado para propósitos de clasificación, tomando como base del diagrama el comportamiento de las fases.

2.2.- Diagrama de Fases (Presión- Temperatura) Un típico diagrama de Temperatura y Presión es mostrado en la Figura 2.1. Estos diagramas son esencialmente utilizados para: Clasificar los reservorios. Clasificar naturalmente el sistema de hidrocarburos. Describir el comportamiento de fases del fluido La Figura 2.1 presenta los siguientes elementos: La curva llamada envolvente de fases, que resulta de unir las curvas de punto de burbuja y punto de rocío que muestra la mezcla para diferentes temperaturas; curvas que se unen en el punto denominado crítico. La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones, la primera llamada región de líquidos, está situada fuera de la fase envolvente y a la izquierda de la isoterma crítica. La segunda llamada región de gases, se encuentra fuera de la fase envolvente y esta a la derecha de la isoterma crítica; La tercera y última, encerrada por la fase envolvente, se conoce como región de dos fases, en esta región, se encuentran todas las combinaciones de temperatura y presión en que la mezcla de hidrocarburo puede permanecer en dos fases en equilibrio, existiendo dentro de ella, las llamadas curvas de igualdad, que indican un porcentaje de total de hidrocarburo que se encuentra en estado líquido y gaseoso. Todas estas curvas inciden en un punto crítico. Se distinguen, además, en el mismo diagrama, la cricondetérmica y la cricondenbárica, las cuales son la temperatura y la presión máximas, respectivamente, que en la mezcla de hidrocarburos pueden permanecer en dos fases en i equilibrio . Para un mejor entendimiento de la Figura 2.1 se darán todas las definiciones y algunos conceptos básicos asociados con el diagrama de fase.

30


Figura 2.1 (Diagrama de fase (Presión –Temperatura)) 2.2.1- Propiedades intensivas.- Denominados a aquellos que son independientes de la cantidad de materia considerada como ser: la viscosidad, densidad, temperatura, etc. función principal de las propiedades físicas de los líquidos. 2.2.2- Punto Crítico.- Es el estado a condición de presión y temperatura para el cual las propiedades intensivas de las fases líquidas y gaseosas son idénticas, donde cuya correspondencia es la presión y temperatura crítica. 2.2.3- Curva de Burbujeo (ebullición) .- Es el lugar geométrico de los puntos, presión temperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida a la región de dos fases, siendo este estado el equilibrio de un sistema compuesto de petróleo crudo y gas, en la cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema excepto en una cantidad infinitesimal de gas.

El yacimiento de punto de burbujeo se considera cuando la temperatura normal está debajo de la temperatura crítica, ocurriendo también que a la bajada de la presión alcanzará el punto de burbujeo. 2.2.4- Curva de rocío (condensación) .- Es el lugar geométrico de los puntos, presión – temperatura, en los cuales se forma la primera gota de líquido, al pasar de la región de vapor a la región de las dos fases. El punto de rocío es análogo al punto de burbuja, siendo el estado en equilibrio de un sistema que está compuesto de petróleo y gas, lugar en la cual el gas ocupa prácticamente todo el sistema dando excepción a cantidades infinitesimales de petróleo.

31

Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------32 2.2.5- Región de dos fases.- Es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y rocío (cricondenbara y cricondenterma). En esta región coexisten en equilibrio, las fases líquida y gaseosa. 2.2.6- Cricondenbar .- Es la máxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio un líquido y su vapor. 2.2.7- Cricondenterma .- Es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un líquido y su vapor. 2.2.8- Zona de Condensación Retrógrada .- Es aquella cuya zona está comprendida entre los puntos de las curvas cricondenbar y cricondenterma (punto crítico y punto de rocío), y que a la reducción de presión, a temperatura constante, ocurre una condensación. 2.2.9- Petróleo Saturado .- Es un líquido que se encuentra en equilibrio con su vapor (gas) a determinada presión y temperatura. La cantidad de líquido y vapor puede ser cualesquiera. En este sentido la presión de saturación es la presión a la cual líquido y vapor están en equilibrio. En algunos casos la presión de burbujeo o presión de rocío puede usarse sinónimamente como presión de saturación. 2.2.10- Petróleo Bajo Saturado .- Es el fluido capaz de recibir cantidades adicionales de gas o vapor a distintas condiciones de presión y temperatura, en un fluido no saturado, la disminución de la presión no causa liberación de gas existentes en solución en el fluido. 2.2.11- Petróleo Supersaturado .- Es aquel fluido que a condiciones de presión y temperatura que se encuentra, tiene una mayor cantidad de gas disuelto que el que le correspondería en condiciones de equilibrio. 2.2.12- Saturación crítica de un Fluido .- Es la saturación mínima necesaria para que exista escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento.

Inicialmente toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende sólo de la composición de la mezcla. De acuerdo a esto, los yacimientos de hidrocarburos se encuentran inicialmente, ya sea en estado monofásico (A, B, y C) o en estado bifásico (D), de acuerdo con la composición relativa de sus presiones y temperaturas en los diagramas de fases. Cuando la presión y la temperatura iniciales de un yacimiento caen fuera de la región de dos fases pueden comportarse: 1.Como yacimientos normales de gas (A), donde la temperatura del yacimiento excede el cricondentérmico.

32

Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------33 2.Como yacimiento de condensado retrógrado (de punto de rocío) (B), donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica del punto cricondentérmico. 3.Como yacimientos de petróleo bajo-saturado (de punto burbujeo) © donde, la temperatura del yacimiento está debajo de la temperatura crítica. Cuando la presión y la temperatura iniciales del yacimiento caen dentro de la región de dos fases pueden comportarse: 1.Como yacimientos de petróleo saturado, donde, existe una zona de petróleo con un casquete de gas. 2.Como yacimiento de petróleo saturado sin estar asociados a un casquete de gas, esto es, cuando la presión inicial es igual a la presión de saturación o de burbujeo. La presión y temperatura para este tipo de yacimientos se localizan exactamente sobre la línea de burbujeo (E).

2.3.- Clasificación de los reservorios Se aclara que el estado físico de un fluido de yacimiento generalmente varía con la presión, pues la temperatura es esencialmente constante. Es práctica común clasificar a los yacimientos de acuerdo a las características de los hidrocarburos producidos y a las condiciones bajo las cuales se presenta su acumulación en el subsuelo. Así, tomando en cuenta las características de los fluidos producidos, se tienen reservorios de:

• •

Reservorio de Petróleo Reservorio de Gas

2.3.1.- Reservorio de Petróleo Si la temperatura del reservorio T es menor que la temperatura crítica Tc del fluido del reservorio, el reservorio es clasificado como reservorio de petróleo. Dependiendo de la presión inicial del reservorio P 1 , los reservorios de petróleo pueden ser subclasificados en las siguientes categorías:

2.3.1.1.

Reservorio de Petróleo Subsaturado

Si la presión inicial del reservorio P i, es igual está representada en la Figura 2.2 por el punto 1, y mayor que la presión del punto de burbuja, P b, y la temperatura esta por bajo de la temperatura critica del fluido del reservorio.

33


∆ p7 = pwf − pwh

=

Pérdida de presión total en la tubería de producción

∆ p8 = pwh − pSEP

=

Pérdida de presión total en la línea de flujo.

Figura 1.1(Sistema de Producción)

La pérdida total de presión en un sistema de producción es el punto inicial Pr menos la presión final del fluido,

P R − P sep

. El análisis de las figuras mencionadas,

indican que esta presión es la suma de las pérdidas de presión en cada componente que conforma el sistema. La presión en cada componente es dependiente del caudal de producción, el caudal puede ser controlado por los componentes seleccionados, siendo por lo tanto muy importante la selección y el dimensionamiento de los componentes individuales en el estudio de un pozo específico. El diseño final de un sistema de producción, debe ser analizado como una unidad, puesto que, la cantidad de gas fluyente desde el reservorio hasta superficie en un pozo depende de la caída de presión en el sistema. El caudal de producción de un pozo puede muchas veces estar muy restringido por el comportamiento de uno de los componentes del sistema. El comportamiento total del sistema puede ser aislado, y optimizado de manera más económica. Experiencias pasadas han mostrado que se gastó una gran cantidad de dinero en estimular la formación, cuando la capacidad de producción del pozo es restringido, porque la tubería o línea de flujo eran


2.3.1.2.-

Reservorio de Petróleo Saturado

Cuando la presión inicial del reservorio esta en el punto de burbuja del fluido del reservorio, como mostramos en la Figura 2.2, punto 2, el reservorio es llamado reservorio saturado de petróleo.

2.3.1.3.-

Reservorio con Capa de Gas

Si la presión inicial del reservorio es menor que la presión en el punto de burbuja del fluido del reservorio, como indica en el punto 3 de Figura 2.2, el reservorio es predominado por una capa de gas en la zona de dos fases, la cual contiene una zona de líquido o de petróleo con una zona o capa de gas en la parte superior.

Figura 2.2 (Diagrama de Fase (Presión y Temperatura)) En general el petróleo es comúnmente clasificado en los siguientes tipos: Petróleo negro Petróleo de bajo rendimiento Petróleo de alto rendimiento (volátil) Petróleo cerca al punto crítico

34


2.3.2.- Petróleo Negro El diagrama de fase nos muestra el comportamiento del petróleo negro en la Figura 2.3, en la cual se debe notar qué líneas de cualidad son aproximadamente equidistantes caracterizando este diagrama de fase de petróleo negro. Siguiendo la trayectoria de la reducción de presión indicada por la línea vertical EF, la curva de rendimiento de líquido mostrado en Figura 2.4, es el porcentaje de volumen líquido en función de la presión. La curva de rendimiento de líquido se aproxima a la línea recta, excepto las presiones muy bajas. Cuando el petróleo negro es producido normalmente se tiene una relación gas – petróleo entre 200 – 1500 PCS/STB y la gravedad del petróleo esta entre 15 – 40 ºAPI. En el tanque de almacenamiento el petróleo normalmente es de color marrón a verde oscuro.

Figura 2.3 (Diagrama de Fase petróleo negro (Presión y Temperatura))

Figura 2.4 ( Curva del rendimiento liquido para petróleo negro) 35


2.3.3.- Petróleo Negro de bajo rendimiento El diagrama de fase para un petróleo de bajo rendimiento es mostrado en la Figura 2.5. El diagrama es caracterizado por las líneas de calidad que están espaciadas estrechamente cerca de la curva de roció. En la curva de rendimiento de líquido (Figura 2.6) se muestra las características de rendimiento de esta categoría de petróleo. Las otras propiedades de este tipo de petróleo son: Factor volumétrico de la formación de petróleo menor que 1,2 bbl/STB Relación Gas – Petróleo menor que 200 pcs/STB Gravedad del petróleo menor que 35 ºAPI Coloración negro Recuperación substancial de líquido a condiciones de separación como es indicado por el punto G sobre o 85% de línea de cualidad de la Figura 2.5

Figura 2.5 (Diagrama de fase para petróleo de bajo Rendimiento)

Figura 2.6 (Curva de Rendimiento para bajo rendimiento de Petróleo)

36


2.3.5.- Petróleo Cerca al punto crítico Si la temperatura de reservorio Tr esta cerca de la temperatura Tc del sistema de hidrocarburo mostrado en la Figura 2.9, la mezcla de hidrocarburos es identificada como petróleo cerca al punto crítico. Porque todas las líneas de calidad convergen al punto crítico, una caída de presión isotérmica (como se muestra en la línea vertical EF, Figura 2.9), puede llevar del 100% de petróleo del volumen poral de hidrocarburo a condiciones iniciales al 55 % de petróleo al punto de burbuja si decae la presión en un valor de 10 a 50 psi por debajo del punto de burbuja, el comportamiento característico de encogimiento de petróleo cerca al punto crítico es mostrado en la Figura 2.10. Este petróleo es caracterizado por un alto GOR más de 3000 PCS/STB con un factor volumétrico mayor a 2.0 bbl/STB. Las composiciones de este tipo de petróleo son normalmente caracterizado por 12,5 a 20 %mol de heptano plus, 35% o más de etano a través de hexano y el resto en metano.

Figura 2.9 (Diagrama de fase para petróleo cerca al punto crítico)

Figura 2.10 (Curva de rendimiento de líquido para petróleo cerca al punto crítico)

38


2.4.1.- Reservorio de Gas Con el advenimiento de las perforaciones profundas han sido descubierto yacimientos de gas a alta presión con propiedades materialmente diferentes de aquellos yacimientos de gas seco anteriormente encontrados. El fluido del yacimiento esta compuesto predominantemente por metano, pero se encuentra cantidades considerables de hidrocarburos pesados. Si la temperatura de reservorio es mayor que la temperatura crítica del fluido de hidrocarburo, el reservorio es considerado un reservorio de gas. Los reservorios que producen gas natural pueden ser clasificados, esencialmente, en cuatro categorías y estas son:

2.4.2.- Reservorio de Condensación Retrograda de Gas Si la temperatura del reservorio Tr esta entre la temperatura crítica Tc y la cricondetérmica Tct del fluido el reservorio, es clasificado como reservorio de condensación retrógrada. El fluido existe como un gas a las condiciones iniciales del reservorio, cuando la presión de reservorio declina a una temperatura constante, la línea del punto de rocío es cruzada y se forma el líquido en el reservorio. Este líquido también se forma en el sistema ii de tubería en el separador debido al cambio de presión y temperatura. . Considérese que las condiciones iniciales de un reservorio de condensación retrógrada de gas es presentado por el punto 1 del diagrama de fases (presión – temperatura) de la Figura 2.11, la presión del reservorio esta por encima de la presión del punto de rocío, el sistema de hidrocarburo, el reservorio muestra una fase simple (fase vapor). Cuando la presión de reservorio declina isotérmicamente durante la producción, la presión inicial (punto 1) cae al (punto 2) que es la presión declinada y esta por encima del punto de rocío; existe una la atracción entre moléculas de los componentes livianos y pesados, ocasionando su movimiento por separado, esto origina que la atracción entre los componentes más pesados sean más efectivos de esta manera el líquido comienza a condensarse. Este proceso de condensación retrógrada, continua con la precisión decreciente antes de que llegue a su máximo condensación de líquido económico en el punto 3. La reducción en la presión permite a las moléculas pesadas comenzar el proceso de vaporización normal. Este es un proceso para lo cual pocas moléculas de gas golpean la superficie líquida y causan que más moléculas entren a la fase líquida. El proceso de vaporización continua cuando la presión de reservorio esta por debajo de la presión de roció.

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2.4.3.- Reservorio de Gas-Condensado cerca al punto crítico Si la temperatura de reservorio esta cerca de la temperatura crítica, como es mostrado en la Figura 2.12 , la mezcla de hidrocarburo es clasificado como reservorio de gas condensado cerca del punto crítico. El comportamiento volumétrico de esta categoría de gas natural es descrita a través de la declinación isotérmica de presión como se muestra en la línea vertical 1 – 3 en la Figura 2.12. Todas las líneas de calidad convergen en el punto crítico, un aumento rápido de líquido ocurrirá inmediatamente por debajo del punto de rocío como la presión es reducida en el punto 2, este comportamiento puede ser justificado por el hecho de que varias líneas de calidad son cruzadas rápidamente por la reducción isotermal de presión.

Figura 2.11 (Diagrama de fase para reservorio de gas con condensación retrograda)

Figura 2.12 (Diagrama de fase para reservorio de gas condensado cerca del punto crítico) 40


2.4.4.- Reservorio de Gas-Húmedo El diagrama de fase correspondiente a un reservorio de gas húmedo, se presenta en la Figura 2.13 , en ella se puede observar que la temperatura del reservorio es mayor que la cricondetérmica de la mezcla, por tal razón nunca se integran las dos fases en el reservorio, únicamente existe la fase gaseosa en el reservorio, si el reservorio es agotado isotérmicamente a lo largo de la línea vertical A – B. El gas producido fluye hacia la superficie, y por ende, la presión y la temperatura de gas declinará..El gas entra en la región de dos fases, en la tubería de producción debido a los cambios de presión y temperatura y a la separación en la superficie. Esto es causado por una disminución suficiente en la energía cinética de moléculas pesadas con la caída de temperatura y su cambio subsiguiente para líquido a través de fuerzas atractivas entre moléculas. Cuando estos fluidos llevados a superficie entran en la región de dos fases, generando relaciones gas – petróleo entre 50000 y 120000 PCS/ BBLS, él liquido 3 iii recuperable tiende a ser transparente, con densidades menores de 0.75 gr/cm . y los contenidos de licuables en el gas son generalmente por debajo de los 30 Bbls/MMPC. Estos yacimientos se encuentran en estado gaseoso cuya composición predomina un alto porcentaje de metano que se encuentra entre 75-90 % aunque las cantidades relativas de los componentes más pesados son mayores que en el caso del gas seco.

Figura 2.13 (Diagrama de fase para reservorio de gas húmedo)

2.4.5.- Reservorio de Gas-Seco Este último tipo de reservorio es lo que se conoce como reservorio de gas seco, cuyo diagrama se presenta en la Figura 2.14. Estos reservorios contienen principalmente metano, con pequeñas cantidades de etano, propano, y más pesados, el fluido de este reservorio entran en la región de dos fases a condiciones de superficie, durante la explotación del

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Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------42 reservorio. Teóricamente los reservorios de gas seco no producen líquido en la superficie, por ende, la diferencia entre un gas seco y un gas húmedo es arbitraria y generalmente en sistemas de hidrocarburos que produzcan con relaciones gas petróleo mayores de 120000 1 PCS/ Bbls se considera gas seco.

Figura 2.14 (Diagrama de fase para reservorio de gas Seco)

2.5 Correlaciones para determinar el punto de Rocío

En un desarrollo o explotación de un campo gasífero es muy importante conocer la presión de rocío para evitar los problemas de condensación retrógrada, ya que el mismo sobre lleva una mala explotación del reservorio y por ende una baja recuperación de condensado con incidencias económicas no recomendable. Por lo tanto, para explotar un reservorio gasifero la presión de reservorio no debera caer por debajo de la presión de rocío debido a la condensación del gas en el reservorio. Si la presión de reservorio es igual a la presión de rocío se debera realizar una inyección de gas seco para bajar el punto de rocío. Para la determinacion del punto de rocío existen dos correlaciones existente en la industria petrolera una correlación esta hecha en base a la composicion de fluido y a las propiedades del c7+ La segunda correlación basada en los datos de producción de reservorio usualmente disponible. Pero ninguna de esta correlaciones remplazara al estudio PVT de los fluidos si se dispone de ellas, las misma que deberan si analizadas para ver el grado de representatividad del fluido. 2.5.1.- Determinación del punto de rocío con la composición del gas

La preedición de la presión de rocío no es ampliamente practicado debido a la complejidad del comportamiento de la fase retrógrada, es necesario la determinación iv experimental de la condición del punto de rocío .Sage y Olds, y Et al presentaron distintas correlaciones para determinar la presión de roció para varios sistemas de condensado.

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Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------43 La presión de punto de rocío es estimada utilizando la correlación generada por v Nemeth y Kennedy, que utiliza la composición y temperatura . Esta se describe como esa presión en la cual los fluidos condensados iniciaran la caída de la primera gota de líquido fuera de la fase gaseosa.

 A[0,2 * % N 2 + CO2 + % H 2S + 0,4 * % Meth + % Eth + 2(% prop + % IBut + % N    + pd = exp− % But + % IPen + % NPen+ % NHex ] + B * DenC 7 + C * % Meth %C 7 + 0,2 ) +    D * T ′ + E * L + F * L2 + G * L3 + H * M + I * M 2 + J * M 3 + K 

[

]

Donde:

− 2,0623054 x10− 2

A B

= =

6,6259728

C

=

− 4,4670559 x10−3

D

=

E

=

1,0448346 x10 −4 3,2673714 x10 − 2

F

=

− 3,6453277 x10−3

G H

= =

I

=

J K

= =

L

=

7,4299951 x10−5 -0,11381195 6,2476497 x10− 4

− 1,0716866 x10−6 10,746622

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Libro Explotacion Del Gas Natural

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