Universidad de Aquino Bolivia Cochabamba
YACIMIENTOS VOLATILES
Maeria! e"#loaci$n del %as Carrera! In%& en %as ' #er$leo A(o! )*+,
Inroducci$n
El yacimiento es la acumulación geográfica de un material que puede ser de utilidad
para el hombre, dicho material puede ser sólido (minerales, roca o fósil) o fluido (petróleo o gas natural). Además, se considera el lugar donde se encuentran restos arqueológicos(utensilios, cerámica, animales o seres humanos de épocas prehistóricas). Los yacimientos geológicos de minerales e hidrocarburos poseen un gran interés
económico en el mercado, lo que ocasiona su infinita exploración y explotación, sobretodo en el caso del petróleo. oy en d!a grandes compa"!as petroleras buscan yacimientos de donde extraerlo, ya que éste recurso se ha #uelto muy importante en nuestro planeta en los $ltimos a"os, como fuente de energ!a. En general el petróleo es com$nmente clasificado en los siguientes tipos% &etróleo negro &etróleo de ba'a rendimiento &etróleo #olátil o de alto rendimiento &etróleo cerca del punto critico Los yacimientos de petróleo #olátil se caracterian por poseer temperaturas menores al punto critico pero muy cercanas por lo que el hidrocarburo presente posee alto contenido de gas o componentes en gran cantidad caracter!sticos del gas. La composición t!pica de muestras de hidrocarburos pro#enientes de este tipo de yacimientos es la siguiente% metano *+, etano +, butano -+, pentano +, hexano / +, eptano y otros /*+. 0omo se puede obser#ar los compuestos qu!micos que constituyen dicho hidrocarburo en su mayor proporción son li#ianos.
OBJET!O "E#E$A%
1naliar y entender la importancia de los yacimientos de petróleo #olátil en la industria petrolera.
OBJET!O& E&'E()(O& Estudiar sobre los diferentes tipos de caracter!sticas de estos tipos de yacimientos. 0omprender la 2iferencia que existe entre petróleo negro y petróleo #olátil. 1naliar el comportamiento de fases en muestras de petróleo #olátil.
J*&T)(A(+# 2icha in#estigación se realió para comprender más bre#emente el comportamiento de los yacimientos #olátiles y sus propiedades f!sicas ya que la información obtenida es de gran uso para nuestra área de traba'o.
acimientos de 'etróleo !olátil Los yacimientos de petróleo #olátil se caracterian por poseer temperaturas menores al punto critico pero muy cercanas por lo que el hidrocarburo presente posee alto contenido de gas o componentes en gran cantidad caracter!sticos del gas. La composición t!pica de muestras de hidrocarburos pro#enientes de este tipo de yacimientos es la siguiente% metano *+, etano +, butano -+, pentano +, hexano / +, eptano y otros /*+. 0omo se puede obser#ar los compuestos qu!micos que constituyen dicho hidrocarburo en su mayor proporción son li#ianos.
%as caracter-sticas básicas de este tipo de yacimientos son. 3 4emperatura del yacimiento ligeramente inferior a la temperatura critica 3 La mecla de hidrocarburos a condiciones iniciales, se encuentra en estado l!quido cerca del punto critico. 3 Equilibrio de fase en estos yacimientos es precario. 1lto encogimiento del crudo cuando la presion del yacimiento cae por deba'o de la presiona de burbu'a. 3 El liquido producido tiene las siguientes caracter!sticas%
0olor% amarillo oscuro a negro. 1&5 mayor a -67 89& entre :666 ; *666 &0<=>< >o mayor a /.* >?=><
Análisis '!T para petróleos /olátiles Es raonablemente representati#o de los procesos que ocurren durante la depletación. 4anto en la celda &@4, como en el reser#orio, el l!quido retrógrado queda retenido en el #olumen inicial del sistema.
3 El efluente de la celda &@4 es representati#o del efluente de los poos producti#os. 3 El fluido remanente en la celda &@4 es equi#alente al fluido que permanece en el reser#orio durante la depletación. Ain embargo, el estudio &@4 de &etróleos @olátiles no es, en general, adecuadamente representati#o de los procesos t!picos del reser#orio.
3 Los estudios flash (de : ó etapas) representan el comportamiento del fluido mientras permanece en forma monofásica a ni#el del reser#orio. 1 presiones menores a la &b, el comportamiento de los separadores se aparta marcadamente del comportamiento pre#io.
3 La 0@2 es sólo una aproximación del comportamiento real del fluido. E'% la producción acumulada determinada en el laboratorio se calcula mediante la producción de gas $nicamente. En el reser#orio, tanto la fase gaseosa como la fase l!quida alcanan la ona de producción, dando lugar a un comportamiento netamente diferente en la relación &roducción 1cumulada #s &resión.
En general el estudio &@4 debe adaptarse a las condiciones propias de cada reser#orio para que permita predecir adecuadamente el comportamiento esperable durante la producción.
En el diagrama de fases acontinuacion se e#idencia el comportamiento de un yacimiento de petroleo #olatil representado por la trayectoria 0B0/%
En el punto 0, el fluido del yacimiento se encuentra en estado monofásico, denominado en este caso l!quido, debido a que la temperatura está por deba'o de la temperatura cr!tica. Este tipo de yacimiento se denomina de punto de burbu'eo, ya que a medida que la presión disminuye se alcanará el punto de burbu'eo, punto 0/. &or deba'o del punto de burbu'eo aparecen burbu'as, o una fase de gas libre. E#entualmente, el gas libre comiena a fluir hacia el poo, aumentando continuamente. 5n#ersamente, el petróleo fluye cada #e en cantidades menores, y cuando el yacimiento se agota queda a$n mucho petróleo por recuperar. por estar muy cerca del punto critico se puede hablar de un yacimiento de petroleo #olatil.
0iagrama de fases para yacimientos de hidrocarburos La mayor!a de los campos petrol!feros descubiertos a ni#el mundial corresponden mayormente a gas condensado=petróleo #olátil asociados a altas presiones y temperaturas. 2e all! la importancia de estudiar estos yacimienots aplicando las me'ores técnicas de ingenier!a para optimiar la recuperación de este recurso no reno#able. El paso siguiente al descubrimiento de un yacimiento de hidrocarburos es determinar el estado (gas y=o l!quido) en que se encuentra la mecla en el yacimiento y clasificarlo utiliando criterios termodinámicos de fases y parámetros de caracteriación fundamentales como la relación gasBl!quido (petróleo o condensado), gra#edad 1&5 y otros. 0abe destacar que en términos generales, a mayor profundidad de los yacimientos las meclas de hidrocarburos se encuentran en fase l!quida cerca del punto cr!tico (crudos #olátiles de alto encogimiento) o en fase gaseosa (gas condensado, gas h$medo o seco). Los fluidos obtenidos en superficie de estos yacimientos, son el resultado de cambios termodinámicos que sufre la mecla original de hidrocarburos en su trayectoria desde el yacimiento hasta el sistema de separación en la superficie. 0uatro factores f!sicos controlan el comporamiento de fases de meclas de hidrocarburos% /. &resión. :. 1tracción molecular. . Energ!a cinética (mo#imiento molecular asociado con temperatura). -. 8epulsión molecular.
La presión y la atracción molecular tienden a mantener las moléculas 'untas, de esta manera, mientras mayor sean estas fueras mayor es la tendencia de los hidrocarburos a aumentar su densidad. Las fueras de atracción molecular son directamente proporcionales a la masa de las moléculas e in#ersamente proporcionales a la distancia entre las mismas. La energ!a cinética y la repulsión molecular tienden a dispersar las moléculas. 1 ele#adas temperaturas aumenta el mo#imiento de las moléculas y por ende, mayor es su tendencia a separarse, produciendo de esta manera una disminución en la densidad. El comportamiento regular de los hidrocarburos es el de pasar de fase gaseosa a l!quida por aumento de presión y=o disminución de temperatura y el de pasar de fase l!quida a gaseosa por disminución de presión y=o aumento de temperatura.
0iagrama presión1temperatura de me2clas de hidrocarburos La me'or forma de obser#ar los cambios de fase de las meclas de hidrocarburos que se presentan naturalmente en yacimientos de petróleo y gas (o condensado) es a tra#és de un diagrama &resiónB4emperatura (&B4) como el diagrama que se obser#a a continuación
Cigura /. 2iagrama de fases &resiónB 4emperatura para yacimiento de hidrocarburos
En este se obser#a la en#ol#ente de fases que resulta de unir las cur#as de puntos de burbu'eo y puntos de roc!o. En los puntos de burbu3eo el sistema (mecla de hidrocarburos) se encuentra en fase l!quida en equilibrio con una cantidad infinitesimal (burbu'a) de gas. En los puntos de roc-o el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal (gota) de l!quido. 1l punto donde se unen las cur#as de burbu'eo y roc!o, se denomina punto cr-tico. 1 las condiciones del punto cr!tico, las propiedades intensi#as (aquellas que no dependen de la masa% densidad, #iscosidad, etc.) del gas y l!quido son idénticas. La en#ol#ente de fases di#ide el diagrama en tres regiones% La del l!quido que está situada fuera de la en#ol#ente y a la iquierda de la temperatura cr!ticaD la del gas que también está fuera de la en#ol#ente pero a la derecha de la temperatura cr!tica y la de dos fases que se encuentra dentro de la en#ol#ente y donde se hallan en equilibrio el gas y el l!quido. En esta región se obser#an las l-neas de isocalidad que son l!neas que unen puntos de igual porcenta'e #ol$metrico de l!quido en la mecla l!quidoBgas. 2e esta forma, las cur#as de burbu'eo y roc!o son l!neas de /66+ y 6+ de l!quido, respecti#amente. 4odas estas cur#as de isocalidad también con#ergen en el punto cr!tico. tro punto obser#ado en el diagrama de fase es el punto de temperatura
cricondentérmica(4cdt) que es la máxima temperatura a la cual existe equilibrio entre #apor y l!quido (a 4F4cdt y a cualquier presión, el sistema está en fase gaseosa). 4ambién se obser#a el punto de presión cricondembárica (&cdb) que se define como la máxima presión a la cual existe equilibrio entre #apor y l!quido. La posición relati#a de los puntos cricondentérmico y cricondembárico con respecto al punto cr!tico, depende de la composición del sistema. &ara crudos, el punto cricondembárico está a la iquierda del punto cr!tico, en cambio, para gases naturales y gases condensados está a la derecha. 0ada mecla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento tiene un diagrama de fases caracter!stico, el cual permanece constante, mientras se mantenga constante la proporción de componentes en la meclaD sufriendo modificaciones cuando se altera esta proporción debido a la extracción preferencial de fluidos o a la inyección de alguno o algunos de ellos (gas natural, 0:, <:, etc.). Ae puede obser#ar que a medida que la mecla es más li#iana y #olátil las presiones de burbu'eo y roc!o son mayores.
'unto critico En el diagrama en#ol#ente es el punto de transición en el que los estados l!quido y gaseoso de una sustancia se funden uno con el otro. Es la temperatura por sobre la cual una sustancia no puede existir en dos estados, sin importar la presión.
acimientos de gas h4medo5 4odo el diagrama de fases de la mecla de hidrocarburos con moléculas predominantemente peque"as yacen deba'o de la temperatura del yacimiento. La l!nea de presión no entra la en#ol#ente y por tanto no se forma l!quido en el yacimiento, pero si en superficie (dos fases). La gra#edad, mayor de 6 1&5, de los l!quidos es similar a la de los gases retrógrados. La gra#edad se mantiene constante y el color de los l!quidos es transparente. 98 F /*666 pcs=A4> y permanece constante durante toda la #ida del yacimiento. Ae producen menos de 6 A4> crudo por cada millón de pies c$bicos normales de gas.
(omportamiento de fases en muestras de petróleo /olátil Los petróleos que se encuentran termodinámicamente cercanos a las condiciones cr!ticas son llamados crudos #olátiles. Ain embargo, esta denominación no es precisamente la más apropiada, debido a que #irtualmente todos los fluidos de yacimiento son #olátiles. Lo que realmente quiere decir, es que el fluido dentro del yacimiento se encuentra a presiones y temperaturas cercanas al punto cr!tico. Estas propiedades incluyen un alto encogimiento inmediatamente después de que la presión cae por deba'o de la presión de burbu'eo. En casos extremos, este encogimiento puede ser de más del -*+ del hidrocarburo ocupado en el espacio poroso, tan solo al caer la presión /6 lpc por deba'o de la presión de burbu'a. La relación gas petróleo generalmente se encuentra en un rango de :.666 a .666 &0<=><, la gra#edad del petróleo es usualmente de -67 1&5 o mayor. Los petróleos #olátiles tienen un
factor #olumétrico (>o) de : >?=>< o mayor y una composición que generalmente se caracteria por tener de /:,* a :6 + mol de heptano plus, *+ o más de metanos por hexanos, y el remanente de etanos. Los fluidos pro#enientes de yacimientos de petróleo #olátil fueron primeramente estudiados por 8eudelhuber y inds y por Gacoby y >erry. Estos fluidos deben ser estudiados de forma distinta en el laboratorio y por el ingeniero de yacimiento para obtener una predicción precisa del comportamiento del mismo dentro del yacimiento. &ara entender esto, es necesario considerar que los petróleos #olátiles se encuentran cercanos a la l!nea di#isoria con los gas condensados ricos en el diagrama de fases (@er Cigura
Figura No. 1. Diagrama de Fase generalizado para un Petróleo Volátil
La técnica de balance de materiales con#encional para petróleo negro no toma en consideración este gas mó#il como un como gas condensado retrógrado. En cambio, los procedimientos de cálculo traen este gas que fluye dentro del yacimiento hasta superficie como gas libre y este es a"adido al gas en solución. In estudio de fluido de yacimiento correctamente realiado permitirá obtener al ingeniero de yacimiento los datos necesarios que le permitirán realiar de manera apropiada un balance de materiales composicional. 2e esta manera podrá simular la producción de condensado retrógrado, as! como también del petróleo pro#eniente del yacimiento. 8eudelhuber y inds reportaron en sus estudios realiados que el recobro de l!quidos usando la técnica de balance de materiales composicional puede ser hasta - #eces mayor que utiliando la técnica de balance de
materiales con#encional. Gacoby y >erry reportaron que su incremento de este parámetro fue de :,* #eces en el yacimiento que los mismos estudiaron.
Figura No. 2. Comparación Diagrama de Fase del Petróleo Volátil y el Gas Condensado
Este post mortem confirma que la técnica de balance de materiales composicional es una muy buena aproximación para predecir el comportamiento de estos yacimientos.
25CE8E<051 E<48E &E48JLE
o), los cuales poseen los siguientes l!mites para su diferenciación%
1quellos crudos cuyos l!mites se encuentran por deba'o de los se"alados en la tabla se clasifican como petróleos negros, mientras que los que se encuentran por arriba se clasifican como petróleos #olátiles. La manera mas sencilla de caracteriar los yacimientos de petróleo #olátil (un poco comple'os en su comportamiento) es la de determinar cuan aplicables son ciertos factores relacionados con la caracteriación y e#aluación de los yacimientos, por e'emplo el factor #olumétrico de formación (>o). 0abe destacar que los petróleos #olátiles se encuentran clasificados entre los yacimientos de crudo negros y los yacimientos de gas y condensado. &or esa raón es importante conocer las propiedades de estos dos, para luego concluir acerca de los crudos #olátiles. &ara la caracteriación de los yacimientos de petróleo negro, el factor #olumétrico de formación es sumamente importante en un principio, ya que es este el que determina la relación de crudo que se puede extraer a condiciones de yacimiento y el crudo que se extrae
a condiciones de superficie. Es simple el poder correlacionar dicho #alor de una condición a otra, por e'emplo del yacimiento a la superficie o #ice#ersa. Ain embargo en los yacimientos de gas y condensado el factor #olumétrico de formación no tiene mucha importancia ya que se puede determinar que el crudo en la superficie (dentro del tanque) no #iene del crudo presente en el yacimiento. En cambio podemos tomar en cuenta la producción acumulada, expresada como una fracción molar o #olumétrica (A42) que se produce en cada fase de la depletacion. 2e igual manera se puede correlacionar esta propiedad entre las condiciones de superficie y de yacimiento con relati#a facilidad. Lo antes expuesto nos lle#a a concluir que el factor #olumétrico de formación >o es muy bueno para lle#ar a cabo la caracteriación de los crudos negros, pero para los #olátiles no es de gran ayuda, en este caso es de mayor utilidad la producción acumulada la cual nos sir#e para describir su comportamiento y que en el caso de los crudos negros no es de ninguna ayuda pues no tiene sentido hablar de fracciones molares y #ol$menes de petróleo y gas ya que estas cantidades son completamente diferentes durante las m$ltiples fases de la liberación diferencial. Entonces como los petróleos #olátiles se encuentran en el medio de los crudos antes descritos, podemos inferir que ni el >o ni la producción acumulada nos sir#en para caracteriar de la me'or manera este tipo de crudos, y eso debido a que parte del crudo en superficie se obtiene al condensarse aquellos componentes del gas libre en la producción de crudo. 1demás de eso una cantidad importante de los moles en el crudo al principio de la producción se transforman como gas en la fase de depletacion. 1l suceder esto, dicha fase se produce como gas y también se acumula como crudo mediante la condensación a condiciones de superficie. Ae debe tener en cuenta que ocurre un gran cambio en el #olumen de crudo que se encuentra en el yacimiento durante la fase de depletacion, y el mismo se #e afectado si este se encuentra en contacto con el gas que se libera. &or este moti#o se puede inferir que la liberación diferencial no es la mas adecuada para predecir el comportamiento de los crudos #olátiles ni para caracteriarlos. Es por eso que los sistemas de crudo #olátil deben entonces describirse a través del estudio detallado de las curvas de permeabilidad relativa puesto que a una determinada
presión de yacimiento se pueden encontrar diferentes cantidades producidas de crudo y gas a tra#és de la relación de gas petróleo alcanada en poos productores.
0onclusiones ·
Ae pudo identificar las caracter!sticas principales que un yacimiento #olátil entorno al diagrama de fases y su propia composición qu!mica que tiene el mismo yacimiento
·
Ae puede diferenciar el petróleo negro del petróleo #olátil por la relación 9asBpetróleo (98)
·
ediante el diagrama de fases se pudo identificar que el petróleo #olátil es aquel que se encuentra cerca al punto critico
>ibliograf!a B
Acribd% ?acimientos #olátiles.
B
https%==MMM.lacomunidadpetrolera.com=:66N=6=clasificacionBdeBlosByacimientosB en.html
