YACIMIENTOS II
ALEX CUADRADO
Semestre I 2016
PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA Aunque el agua muchas veces se considera un fluido incompresible lo cual implicaría que su factor volumétrico ,BW, es igual a uno , su solubilidad del gas ,RSW , es cero y su compre compresib sibili ilidad dad ,CW , es también cero esto no es completamente cierto y el agua puede ser ligeramente compresible y tener alguna una capacidad para aceptar tar gas en solución ción..
Los parámetros PVT del agua se ven altamente afectados por el contenido de sales de ésta.
PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA Aunque el agua muchas veces se considera un fluido incompresible lo cual implicaría que su factor volumétrico ,BW, es igual a uno , su solubilidad del gas ,RSW , es cero y su compre compresib sibili ilidad dad ,CW , es también cero esto no es completamente cierto y el agua puede ser ligeramente compresible y tener alguna una capacidad para aceptar tar gas en solución ción..
Los parámetros PVT del agua se ven altamente afectados por el contenido de sales de ésta.
PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA Contenido de sólidos Todas las aguas de formación contienen sólidos disueltos , especialmente sales siendo el NaCL la más común. El contenido de sólidos en el agua se da en partes por millón,C ppm , porcentaje por peso , CW , y miligramos por litro, Cmg/l. Las Las sigu siguie ient ntees expr expreesio siones nes perm ermiten iten rela relaci cion onaar las las form ormas ante antess menci encion onad adaas de expresar el contenido de sólidos del agua :
El contenido de sólidos de un agua de formación puede ser tan bajo como 200ppm y tan alto como 300000 ppm ; a este último valor de concentración se considera que el agua está saturada. El contenido de sólidos en el agua se dete determ rmin inaa en el labo labora rato tori rio o midie idiend ndo o su dens densid idad ad o su resi resist stiv ivid idad ad eléc eléctr tric ica. a.
PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA Punto de Burbujeo del Agua
Se considera como presión de burbujeo para el agua la misma del petróleo que coexiste con ella y si el agua está en contacto con gas se considera como presión de burbujeo la misma del yacimiento.
PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA Analisis del Agua de Formacion Las principales características que se determinan para el agua producida el yacimiento son: 1- Caracterizar, desde el punto de vista fisicoquímico, el agua de formación. En campo (in situ) se analizan los parámetros susceptibles de variación por transporte, tales como pH, conductividad, potencial, gases disueltos (H2S, CO2 y O2), alcalinidad y Fe++. Al agua de cada pozo se le realiza un análisis fisicoquímico que involucra los parámetros Ca, Mg, Ba, Sr, Na, K, sulfatos, cloruros, silicio y densidad. Para detección de metales se utiliza la técnica de absorción atómica y Masas, y para los cloruros y los sulfatos la técnica de cromatografía iónica. Los datos obtenidos de los análisis fisicoquímicos se utilizan en un programa-simulador para establecer los índices de estabilidad en las muestras. Un índice de estabilidad positivo indica la tendencia a formación de escamas inorgánicas y uno negativo sugiere que el agua tiende a ser corrosiva.
PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA Analisis del Agua de Formacion Las principales características que se determinan para el agua producida el yacimiento son: 1- Caracterizar, desde el punto de vista fisicoquímico, el agua de formación. En la Tabla siguiente aparecen los resultados de los análisis fisicoquímicos que se realizan a las muestras evaluadas, tanto en campo como en laboratorio y se construyen los diagramas correspondientes.
de Stiff
PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA Analisis del Agua de Formación Las principales características que se determinan para el agua producida el yacimiento son: 1- Caracterizar, desde el punto de vista fisicoquímico, el agua de formación.
Diagramas de Stiff
PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA Análisis del Agua de Formación Las principales características que se determinan para el agua producida el yacimiento son: 1- Caracterizar, desde el punto de vista fisicoquímico, el agua de formación. Los modelos de interpretación de los datos analíticos que generan los respectivos análisis de los fluidos de formación, permiten determinar en el caso concreto del agua los
siguientes tipos: superficiales o meteóricas, de formación y connatas. El modelo de Schoeller basa su clasificación en los constituyentes disueltos de acuerdo al siguiente orden de importancia: cloruro, sulfato, bicarbonato más carbonato; también tiene en cuenta el Indice de Intercambio de Base (IBE) y las relaciones entre cationes y aniones. Schoeller agrupa las aguas en seis tipos primarios basados en las cantidades de cloruros disueltos y cuatro subgrupos basados en el contenido de sulfatos. Las cantidades de bicarbonatos y carbonatos permiten una diferenciación adicional, mientras que el IBE indica el intercambio iónico entre iones de las aguas y los iones asociados a las arcillas.
PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA Analisis del Agua de Formacion Las principales características que se determinan para el agua producida el yacimiento son: 1- Caracterizar, desde el punto de vista fisicoquímico, el agua de formación.
El modelo de Schoeller basa su clasificación en los constituyentes disueltos de acuerdo al siguiente orden de importancia: cloruro, sulfato, bicarbonato más carbonato; también tiene en cuenta el Indice de Intercambio de Base (IBE) y las relaciones entre cationes y aniones. Un Agua Connata (de origen marino fósil depositada con sedimentos) se caracteriza por tener un IBE > 0.129 y una relación Cl/Na > 1.17 .
Aguas de yacimientos petrolíferos (de formación) que contienen agua meteórica infiltrada mezclada con agua connata (agua de origen marino fósil) tienen un IBE < 0.129 y una relación Cl/Na < 1.17. Aguas con un IBE negativo corresponden a aguas superficiales (aguas meteóricas ).
TIPOS DE FLUIDOS DEL PETROLEO Y SUS PROPIEDADES Analisis del Agua de Formacion Las principales características que se determinan para el agua producida el y acimiento son: 1- Caracterizar, desde el punto de vista fisicoquímico, el agua de formación. 2- Presion del punto de burbuja del agua (Pb). 3- Densidad del agua. 4- Relacion gas-agua en solucion (Rsw). 5- Coeficiente de compresibilidad isotermico del agua. 6- Viscosidad del agua de formacion. 7- Formacion de hidratos.
¿Que hacer sino tengo análisis PVT para los fluidos presentes en el Yacimiento?
Ecuación de Estado para Gases
PV nRT donde: P V n R T
: : : : :
Presión a la que se encuentra el gas, lpca Volumen que ocupa el gas, pies3 Cantidad de gas en masa, lb.mol Constante universal de los gases, 10.73 lpca*pies3/lbmol* R Temperatura a la que se encuentra el gas, R °
°
La forma general de la ecuación de estado para gases es la siguiente:
PV ZnRT pero aplicable tanto a gases reales como ideales con la diferencia de que aparece la variable Z conocida como factor de supercompresibilidad. y cuando se aplica a presiones y temperaturas bajas (gas ideal) Z se considera igual a la unidad.
Pr
P Pc
Tr
T Tc
CARTA PARA DETERMINAR EL FACTOR Z PARA GASES NATURALES. STANDING
Cuando no se conoce la composici ón del gas, sus propiedades cr íticas se pueden obtener de las siguientes relaciones que dependen de la gravedad específica del gas:
sPc 7658 . 1310 .
3.6 g
2
g
sTc 169.2 349.5 74.0 g
2
g
B 5.04 10 g
3
Z T B y y y
P PC y N
Observando las expresiones para Bg se nota que es inversamente proporcional a la presión y que la graficar Bg vs. P se tendrá un comportamiento aproximadamente hiperbólico.
g
donde g es la gravedad específica del gas y g y a son las densidades del gas y el aire respectivamente dadas en las mismas unidades y medidas a las mismas condiciones de presión y temperatura
g
a
g
0076 .
g
P Z N P
N
Z
a
ecuación para calcular la N densidad de un gas a cualquier T presión y temperatura. En la ecuación el subíndice N se refiere a condiciones normales o sea que PN = 14.7 lpca, TN = 520 R y ZN = 1.
T
°
C
1 dv V dp
K
4
K 10
exp X Y
(9.4 0.02 M ) T 1.5
X 3.5
g
209 19 M T
T, Temperatura en R ; gas en g/cc °
g
Ug,
i yi M i yi M i
986 T
correlaciones de Lee-Gonzalez 0.01 M
Y 2.4 0.2 X
viscosidad del gas en cp ; , densidad del
CARACTERÍSTICAS DEL PETRÓLEO
Rs
V 379 . 5615 Rs L M L
L
L
V
PCN 5615 . BN V o
1415 . (1315 . API )
g
62.4lb pie 3
Standing 1.2048 P ( 0.0125 API 0.00091 T ) 14 . 10 Rs g 18 . 2 la correlación permite calcular P conociendo Rs o Rs conociendo P. Esta correlación se puede aplicar en los siguientes rangos de condiciones características:
Presión, lpca Temperatura, F Rs, PCN/BN API g, °
°
130 - 7000 100 - 258 20 - 1425 16.5 - 63.8 0.59 - 0.95
Vásquez y Beggs C
Rs
gs
P C
2
( C ( T API ) 460 )
10
3
1
gs : Es la gravedad específica del gas a 100 lpc, la cual conociéndose la
gravedad específica del mismo a una presión dada, se calcula de
gs
P 5 g ( P ) 1.0 5.912 *10 * API * T *log 114.7
C1 C 2 C 3 : Son constantes cuyo valor depende de la gravedad API del petr óleo de acuerdo con los siguientes grupos: Grupo I (°API 30) C1 C2 C3
27.64 1.0937 11.172
Grupo II (° API > 30) 56.06 1.1870 10.393
Adicionalmente, en la ecuación para gs : Gravedad específica del gas a la presión P. g(P) P : Presión a la que se conoce g(P), lpca T : Temperatura a la que se conoce F °
En general, la correlación de Beggs- Vásquez se puede aplicar para los siguientes rangos:
Presión (lpca) T ( F) Bo (BY/BN) Rs (PCN/BN) API °
°
g
15 162 1.028 0 15.3 0.511
-
6055
-
2.226 2199 59.5 1.259
En cuanto al rango de aplicabilidad de la expresión para gs se tiene lo siguiente: Presión (lpca) T ( F) API °
°
g
60 76 17 0.58
-
565 150 45 1.20
Glaso
Rs
* API P b T 0.172
0.989
g
1.2255
Los rangos de aplicación de las correlaciones de Glaso son: Presión (lpca) T ( F) Bo (BY/BN) Rs (PCN/BN) API °
°
g
165 80 1.025 90 22.3 0.65
7142 280 2588 2637 48.1 - 1.276
Factor Volumétrico del Petróleo V
1 1 Fsh V V Bo i f i
V
f
M
CY
Bo
CY
L M
CN
CN
MCY : lb/lb.mol. MCN : L : superficie. CY : CN :
Peso molecular del sistema líquido a condiciones del yacimiento, Peso molecular de la fase líquida a condiciones normales, lb/lb.mol. Fracción molar del sistema en el yacimiento que permanece líquido en Densidad del líquido a condiciones de yacimiento, lb/pie3. Densidad del líquido a condiciones normales, lb/pie3.
Correlación de Standing
0 .5 g 1.25 T Bo 0.972 1.47 10 4 Rs o
Rs g o
T
: : : :
1175 .
Solubilidad del gas en el petróleo, PCN/BN Gravedad específica del gas Gravedad específica del petróleo Temperatura F °
Correlación de Vásquez-Beggs API C Rs T 60 API Bo 10 . C Rs C (T 60) 1 2 3 gs gs Rs
: Solubilidad del gas en el petróleo PCN/BN gs : Gravedad específica del gas a 100 lpc. Definida en la ecuación C1 C2 C3 : Son coeficientes que dependen de la gravedad API del petróleo de la siguiente manera
C1 C2 C3
°API 30 4.677 x 10-4 1.751 x 10-5 -1.8106 x 10-8
°API . 30 4.670 x 10-4 1.100 x 10-5 1.337 x 10-9
Correlación de Glaso
Bo 10 . 10 g * Bo Rs o
( 6.58511 2 .91329 log Bo* 0.27683 (log Bo* ) 2 )
0.526
0.968 T
Cuando el petróleo está por encima del punto de burbujeo, el factor volumétrico depende de la compresibilidad pero la composición del petróleo permanece constante. En este caso para encontrar el valor de Bo a partir del punto de burbujeo se puede utilizar la ecuación de estado para un fluido ligeramente compresible o sea o
* exp( CP )
V Vo exp ( CP)
en el punto de burbujeo y tomando como volumen base una unidad a condiciones normales.
Bob 1* exp ( CP b ) esa misma cantidad de petr óleo a una presi ón por encima del punto de burbujeo ocupa el siguiente volumen
Bo 1* exp ( CP ) estableciendo una relaci ón entre Bo y Bob se tiene
Bo Bob * exp ( C ( P P b ))
C Bob Bo Pb P
: : : : :
Compresibilidad del petróleo, lpc-1 Factor volumétrico del petróleo en Pb (BY/BN) Factor volumétrico del petróleo a P (BY/BN) Presión de burbujeo, lpc Presión mayor que Pb a la cual se necesita calcular Bo
Correlación de Beal 18 . 10 7 360 0.32 API 4.53 T 200
OD
( 0. 43 8.33/ API )
a 10
o
a
b 0.43 0.57 10( 0.00072 Rs)
OD
a
b
a 0.20 0.80 10 ( 0.00081 Rs)
Correlación de Beggs-Robinson
OD
10 X 1 T 1.163
X Y
Y 10 Z Z 30324 . 0.2023 API
o
a bOD
a 10.715 ( Rs 100)
0.515
b 5.44 ( Rs 150) 0.338
