27

Figura2.1(Diagramadefase(Presión–Temperatura))

2.2.4-Curvaderocío(condensación).-Esellugargeométricodelospuntos,presión–

temperatura,enloscualesseformalaprimeragotadelíquido,alpasardelaregióndevaporalaregióndelasdosfases.Elpuntoderocíoesanálogoalpuntodeburbuja,siendoelestadoenequilibriodeunsistemaqueestácompuestodepetróleoygas,lugarenlacualelgasocupaprácticamentetodoelsistemadandoexcepciónacantidadesinfinitesimalesdepetróleo.

2.2.5-Regióndedosfases.-Eslaregióncomprendidaentrelascurvasdeburbujeoyrocío(cricondenbaraycricondenterma).Enestaregióncoexistenenequilibrio,lasfaseslíquida y gaseosa.

2.2.6-Cricondenbar.-Eslamáximapresiónalacualpuedencoexistirenequilibriounlíquido y suvapor.

2.2.7-Cricondenterma.-Eslamáximatemperaturaalacualpuedencoexistirenequilibrio un líquido y su vapor.

2.2.8-zonadecondensaciónretrógrada.-Esaquellacuyazonaestácomprendidaentrelospuntosdelascurvascricondenbarycricondenterma(puntocríticoypuntoderocío),yquealareduccióndepresión,atemperaturaconstante,ocurreunacondensación.

2.2.9-petróleosaturado.-Esunlíquidoqueseencuentraenequilibrioconsuvapor(gas)adeterminadapresiónytemperatura.Lacantidaddelíquidoyvaporpuedesercualesquiera.Enestesentidolapresióndesaturacióneslapresiónalacuallíquidoyvaporestánenequilibrio.Enalgunoscasoslapresióndeburbujeoopresiónderocíopuedeusarse sinónimamentecomopresióndesaturación.

2.2.10-petróleobajosaturado.-Eselfluidocapazderecibircantidadesadicionalesdegasovaporadistintascondicionesdepresiónytemperatura,enunfluidono

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Saturado,ladisminucióndelapresiónnocausaliberacióndegasexistentesensoluciónen elfluido.

2.2.11-petróleosupersaturado.-Esaquelfluidoqueacondicionesdepresiónytemperaturaqueseencuentra,tieneunamayorcantidaddegasdisueltoqueelquelecorresponderíaencondicionesdeequilibrio.

2.2.12-saturacióncríticadeunfluido.-Eslasaturaciónmínimanecesariaparaqueexistaescurrimientodedichofluidoenelyacimiento.

Inicialmentetodaacumulacióndehidrocarburostienesupropiodiagramadefasesquedependesólodelacomposicióndelamezcla.Deacuerdoaesto,losyacimientosdehidrocarburosseencuentraninicialmente,yaseaenestadomonofásico(A,B,yc)oenestadobifásico(D),deacuerdoconlacomposiciónrelativadesuspresionesytemperaturasenlosdiagramasdefases.

Cuandolapresiónylatemperaturainicialesdeunyacimientocaenfueradelaregióndedosfasespuedencomportarse:

1.-Comoyacimientosnormalesdegas(A),dondelatemperaturadelyacimientoexcedeelcricondentérmico.

2.-Comoyacimientodecondensadoretrógrado(depuntoderocío)(B),dondelatemperaturadelyacimientoseencuentraentrelatemperaturacríticadelpuntocricondentérmico.

3.-Comoyacimientosdepetróleobajo-saturado(depuntoburbujeo)©donde,latemperaturadelyacimientoestádebajodelatemperaturacrítica.

Cuandolapresiónylatemperaturainicialesdelyacimientocaendentrodelaregióndedosfasespuedencomportarse:

1.-Comoyacimientosdepetróleosaturado,donde,existeunazonadepetróleoconuncasquetedegas.

2.-Comoyacimientodepetróleosaturadosinestarasociadosauncasquetedegas,estoes,cuandolapresióninicialesigualalapresióndesaturaciónodeburbujeo.Lapresiónytemperaturaparaestetipodeyacimientosselocalizanexactamentesobrelalíneadeburbujeo(E).

2.3.- Clasificacióndelos reservorios

Seaclaraqueelestadofísicodeunfluidodeyacimientogeneralmentevaríaconlapresión,pueslatemperaturaesesencialmenteconstante.Esprácticacomúnclasificaralosyacimientosdeacuerdoalascaracterísticasdeloshidrocarburosproducidosyalascondicionesbajolascualessepresentasuacumulaciónenelsubsuelo.Así,tomandoencuentalascaracterísticasdelosfluidosproducidos,se tienenreservoriosde:

• Reservoriodepetróleo• Reservoriodegas

2.3.1.-reservoriodepetróleoSilatemperaturadelreservori

otesmenorquelatemperaturacríticatcdelfluidodelreservorio,elreservorioesclasificadocomoreservoriodepetróleo.Dependiendodela

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Presióninicialdelreservoriop1,losreservoriosdepetróleopuedensersubclasificadosenlas siguientescategorías:

2.3.1.1. Reservoriode petróleosubsaturado

Silapresióninicialdelreservoriopi,esmayoralapresióndeburbujaestamosfrentea unreservoriosubsaturadolacualestárepresentadaenlafigura2.2porelpunto1,lacualesmayorquelapresióndelpuntodeburbuja,Pb,ylatemperaturaestaporbajodelatemperaturacriticadelfluidodelreservorio.

2.3.1.2.- Reservoriode petróleosaturado

Cuandolapresióninicialdelreservorioestáenelpuntodeburbujadelfluidodelreservorio,comomostramosenlafigura2.2,punto2,elreservorioesllamadoreservoriosaturadodepetróleo.

2.3.1.3.- Reservoriocon Capade Gas

Silapresióninicialdelreservorioesmenorquelapresiónenelpuntodeburbujadelfluidodelreservorio,comoindicaenelpunto3defigura2.2,elreservorioespredominadoporunacapadegasenlazonadedosfases,lacualcontieneunazonadelíquidoodepetróleoconuna zona o capadegasenlapartesuperior.

Figura2.2 (diagramadefase(Presión y Temperatura))

En generalelpetróleoescomúnmenteclasificadoenlossiguientestipos:

PetróleonegroPetróleodebajorendimientopetróleodealtorendimiento(volátil)Petróleocercaalpunto crítico

2.3.2.-petróleonegro

Eldiagramadefasenosmuestraelcomportamientodelpetróleonegroenlafigura2.3,enlacualsedebenotarquélíneasdecalidadsonaproximadamenteequidistantes

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Caracterizandoestediagramadefasedepetróleonegro.siguiendolatrayectoriadelareduccióndepresiónindicadaporlalíneaverticalef,lacurvaderendimientodelíquidomostradoenlafigura2.4,queeselporcentajedevolumenlíquidoenfuncióndelapresión.Lacurvaderendimientodelíquidoseaproximaalalínearecta,exceptolaspresionesmuybajas.Cuandoelpetróleonegroesproducidonormalmentesetieneunarelacióngas–petróleoentre200–1500PCS/stbylagravedaddelpetróleoestaentre15–40ºapi.Enel tanquede almacenamientoelpetróleonormalmente es decolormarrón a verdeoscuro.

Figura2.3(diagramadefasepetróleonegro(Presión ytemperatura))

Figura 2.4(Curva delrendimientolíquidoparapetróleonegro)

2.3.3.-petróleonegro debajorendimiento

Eldiagramadefaseparaunpetróleodebajorendimientoesmostradoenlafigura2.5.Eldiagramaescaracterizadoporlaslíneasdecalidadqueestánespaciadasestrechamentecercadelacurvaderoció.Enlacurvaderendimientodelíquido(Figura2.6)Semuestralascaracterísticasderendimientodeestacategoríadepetróleo.LasotrasPropiedadesdeestetipodepetróleoson:

Factorvolumétricode la formacióndepetróleomenorque1,2bbl/stbrelacióngas – Petróleomenorque200pcs/STBGravedaddelpetróleomenorque 35ºapicoloraciónnegro

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Recuperaciónsubstancialdelíquidoa condicionesde separación como esindicadoporelpunto Gsobreel85%delíneadecalidaddelafigura2.5

Figura 2.5(diagramadefaseparapetróleodebajorendimiento)

Figura 2.6(Curva de Rendimiento parabajorendimientodepetróleo)

2.3.4.-petróleovolátil

Eldiagramadefaseparaunpetróleovolátil(altorendimiento)esdadoenlafigura2.7.Observándosequelaslíneasdecalidadestánjuntasyestrechascercadelpuntodeburbujayestánmásampliamenteespaciadasabajaspresiones.EstetipodepetróleoesComúnmentecaracterizadoporunaltorendimientodelíquidoinmediatamentepordebajoDelpuntodeburbujacomoesmostradoenlafigura2.8.Lasotraspropiedadescaracterísticasdeestepetróleocomprenden:

Factorvolumétricodelaformaciónmenorque2 bbl/stbrelacióngas – Petróleoentre2000 – 3200 PCS/stbgravedaddelpetróleoentre4,5 – 55ºapiBajarecuperacióndelíquido a lascondicionesdeseparadorcomoes indicadoenelpunto G enfigura2.7.Colorverdosoparanaranja

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Figura2.7 (Diagramadefasepara petróleo volátil de altorendimiento)

Figura2.8(Curvaderendimientodeliquidoparapetróleovolátil)

2.3.5.-petróleocercaalpuntocrítico

Silatemperaturadereservoriotrestacercadelatemperaturatcdelsistemadehidrocarburomostradoenlafigura2.9,lamezcladehidrocarburosesidentificadacomopetróleocercaalpuntocrítico.Porquetodaslaslíneasdecalidadconvergenalpuntocrítico,unacaídadepresiónisotérmica(comosemuestraenlalíneaverticalef,Figura2.9),puedellevardel100%depetróleodelvolumenporaldehidrocarburoacondicionesinicialesal55%depetróleoalpuntodeburbujasidecaelapresiónenunvalorde10a50psipordebajodelpuntodeburbuja,elcomportamientocaracterísticodeencogimientodepetróleocercaalPuntocríticoesmostradoenlafigura2.10.estepetróleoescaracterizadoporunaltogorMásde3000pcs/stbconunfactorvolumétricomayora2.0bbl/STB.Lascomposicionesdeestetipodepetróleosonnormalmentecaracterizadopor12,5a20%moldeheptanoplus,35% omásdeetano a través dehexanoy el restoenmetano.

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Figura2.9 (Diagramadefaseparapetróleocercaalpunto crítico)

Figura 2.10 (Curva de rendimiento de líquidoparapetróleocercaalpuntocrítico)

2.4.1.-Reservorio degas

Coneladvenimientodelasperforacionesprofundashansidodescubiertoyacimientosdegasaaltapresiónconpropiedadesmaterialmentediferentesdeaquellosyacimientosdegassecoanteriormenteencontrados.Elfluidodelyacimientoestacompuestopredominantementepormetano,peroseencuentracantidadesconsiderablesdehidrocarburospesados.

Silatemperaturadereservorioesmayorquelatemperaturacríticadelfluido,elreservorioesconsideradounreservoriodegas.Losreservoriosqueproducengasnaturalpuedenser clasificados,esencialmente,encuatrocategorías y estasson:

2.4.2.-reservoriodecondensaciónretrógradadegas

Silatemperaturadelreservoriotrestáentrelatemperaturacríticatcylacricondentérmicatctdelfluidoelreservorio,esclasificadocomoreservoriodecondensaciónretrógrada.

Elfluidoexistecomoungasalascondicionesinicialesdelreservorio,cuandolapresióndereservoriodeclinaaunatemperaturaconstante,lalíneadelpuntoderocíoes

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Cruzadayseformaellíquidoenelreservorio.Estelíquidotambiénseformaenelsistemade tuberíaenelseparadordebidoalcambio de presión y temperatura.ii.

Considéresequelascondicionesinicialesdeunreservoriodecondensaciónretrógradadegasespresentadoporelpunto1deldiagramadefases(presión–temperatura)delafigura2.11,lapresióndelreservorioestáporencimadelapresióndelpuntoderocío,elsistemadehidrocarburo,elreservoriomuestraunafasesimple(fasevapor).Cuandolapresióndereservoriodeclinaisotérmicamentedurantelaproducción,lapresióninicial(punto1)caeal(punto2)queeslapresióndeclinadayestaporencimadelpuntoderocío;existeunaatracciónentremoléculasdeloscomponenteslivianosypesados,ocasionandosumovimientoporseparado,estooriginaquelaatracciónentreloscomponentesmáspesadosseanmásefectivosdeestamaneraellíquidocomienzaacondensarse.

Esteprocesodecondensaciónretrógrada,continúaconlaprecisióndecrecienteantesdequellegueasumáximocondensacióndelíquidoeconómicoenelpunto3.Lareducciónenlapresiónpermitealasmoléculaspesadascomenzarelprocesodevaporizaciónnormal.Esteesunprocesoparalocualpocasmoléculasdegasgolpeanlasuperficielíquidaycausanquemásmoléculasentrenalafaselíquida.Elprocesodevaporizacióncontinua cuandolapresióndereservorioestápordebajodelapresiónderoció.

2.4.3.-reservoriodegas-Condensadocerca alpuntocrítico

Silatemperaturadereservorioestacercadelatemperaturacrítica,comoesmostradoenlafigura2.12,lamezcladehidrocarburoesclasificadocomoreservoriodegascondensadocercadelpuntocrítico.Elcomportamientovolumétricodeestacategoríadegasnaturalesdescritaatravésdeladeclinaciónisotérmicadepresióncomosemuestraenlalíneavertical1–3enlafigura2.12.Todaslaslíneasdecalidadconvergenenelpuntocrítico,unaumentorápidodelíquidoocurriráinmediatamentepordebajodelpuntoderocíocomolapresiónesreducidaenelpunto2,estecomportamientopuedeserjustificadoporelhechodequevariaslíneasdecalidadsoncruzadasrápidamenteporlareducciónisotermaldepresión.

Figura2.11 (Diagramadefaseparareservoriodegas con condensaciónretrograda)

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Figura2.12 (Diagramadefaseparareservoriodegas condensadocercadelpuntocrítico)

2.4.4.-Reservorio degas-Húmedo

Eldiagramadefasecorrespondienteaunreservoriodegashúmedo,sepresentaenlafigura2.13,enellasepuedeobservarquelatemperaturadelreservorioesmayorquelacricondetérmicadelamezcla,portalrazónnuncaseintegranlasdosfasesenelreservorio,únicamenteexistelafasegaseosaenelreservorio,sielreservorioesagotadoisotérmicamente a lolargodelalíneavertical A – B.

Elgasproducidofluyehacialasuperficie,yporende,lapresiónylatemperaturadegasdeclinará..Elgasentraenlaregióndedosfases,enlatuberíadeproduccióndebidoaloscambiosdepresiónytemperaturayalaseparaciónenlasuperficie.Estoescausadoporunadisminuciónsuficienteenlaenergíacinéticademoléculaspesadasconlacaídadetemperaturaysucambiosubsiguienteparalíquidoatravésdefuerzasatractivasentremoléculas.

Cuandoestosfluidosllevadosasuperficieentranenlaregióndedosfases,generandorelacionesgas–petróleoentre50000y120000pcs/BBLS,élliquidorecuperabletiendeasertransparente,condensidadesmenoresde0.75gr/cm3.iiiyloscontenidosdelicuablesenelgassongeneralmentepordebajodelos30bbls/MMPC.Estosyacimientosseencuentranenestadogaseosocuyacomposiciónpredominaunaltoporcentajedemetanoqueseencuentraentre75-90%aunquelascantidadesrelativasdeloscomponentesmás pesadossonmayores queenelcasodelgasseco.

Figura2.13 (Diagramadefaseparareservoriodegas húmedo)

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2.4.5.-Reservorio degas-Seco

Esteúltimotipodereservorioesloqueseconocecomoreservoriodegasseco,cuyodiagramasepresentaenlafigura2.14.Estosreservorioscontienenprincipalmentemetano,conpequeñascantidadesdeetano,propano,ymáspesados,elfluidodeestereservorioentranenlaregióndedosfasesacondicionesdesuperficie,durantelaexplotacióndelreservorio.Teóricamentelosreservoriosdegasseconoproducenlíquidoenlasuperficie,porende,ladiferenciaentreungassecoyungashúmedoesarbitrariaygeneralmenteensistemasdehidrocarburosqueproduzcanconrelacionesgaspetróleomayoresde120000pcs/ Bblsse consideragasseco.1

Figura2.14 (diagramadefaseparareservoriodegasseco)

2.5 Correlaciones para determinar el punto de Rocío

Enundesarrollooexplotacióndeuncampogasíferoesmuyimportanteconocerlapresiónderocíoparaevitarlosproblemasdecondensaciónretrógrada,yaqueelmismosobrellevaunamalaexplotacióndelreservorioyporendeunabajarecuperacióndecondensadoconincidenciaseconómicasnorecomendables.Porlotanto,paraexplotarunreservoriogasíferolapresióndereservorionodeberácaerpordebajodelapresiónderocíodebidoalacondensacióndelgasenelreservorio.Silapresióndereservorioesigualalapresiónderocíosedeberarealizarunainyeccióndegas secoparabajarelpuntoderocío.

Paraladeterminaciondelpuntoderocíoexistendoscorrelacionesexistenteenlaindustriapetroleraunacorrelaciónestahechaenbasealacomposiciondefluidoyalaspropiedadesdelc7+Lasegundacorrelaciónbasada enlosdatosdeproducciónde reservoriousualmente disponible.peroningunadeestascorrelacionesremplazaraalestudiopvtdelosfluidossisedisponedeellas,lasmismasquedeberánseranalizadasparaverelgradoderepresentatividaddelfluido.

2.5.1.-Determinación delpunto derocío conlacomposicióndel gas

Laprediccióndelapresiónderocíonoesampliamentepracticadodebidoalacomplejidaddelcomportamientodelafaseretrógrada,esnecesarioladeterminaciónexperimentaldelacondicióndelpuntoderocíoiv.sageyolds,yetalpresentarondistintascorrelacionesparadeterminarlapresiónderocióparavariossistemas decondensado.

37

⎪

+ +

7 7

7

[

+

Lapresióndepuntoderocíoesestimadautilizandolacorrelacióngeneradapornemethykennedy,queutilizalacomposiciónytemperaturav.Estasedescribecomoesapresiónenlacuallosfluidoscondensadosiniciaranlacaídadelaprimeragotadelíquidofueradelafasegaseosa.

⎧A0,2*%N 2 +%CO 2 +%H 2S+0,4*%Meth+%Eth+2(%prop+%ibut+%N ⎫

P = But)+%ipen+%npen+%nhex]+B*denc7+C*[%Meth (%C+ + 0,002)]+⎪

D exp⎨⎪ 2 3 2/100

3

7/100 ⎬ D⎪

Onde:⎪⎩D*T′+E*L+F*L +G*L +H*M+I*M +J*M +K ⎭⎪

A = −2,0623054*10^-2 B = 6,6259728C = −4,4670559x10−3

E = 3,2673714x10−2D = 1,0448346x10−4

F = −3,6453277x10−3

G = 7,4299951x10−5 H = -0,11381195

I = 6,2476497x10−4 J = −1,0716866x10−6

K = 10,746622 L = (C+)(MWC+)M = MWC7 (denc7

7 7

+0,0001)⎛0,6882*%nhep+0,7068*%noct+⎞

Denc+= ⎜⎝0,7217*%nnon+0,7342*%ndec

⎟%C+

⎠⎛100,2*%nhep+114,2*%noct+128,3*%nnon+⎞= ⎜ ⎟ C+

MWC7

%C+ =+ =

⎜⎝142,3*%ndec

%nhep+%noct+%nnon+%ndec+

⎟% 7⎠

C7 %C7 100Lacorrelaciónd

enemethykennedy,esmuysensiblealaconcentracióndeloscompuestosdegasmáspesados.Muchosanálisisdegasnormalmenteagrupanloscomponentesmáspesadosenunsolovalor.Elusuarioconseguiráuncálculomuchomejordelapresióndelpuntoderocíoutilizandounasuposiciónadecuadaparapropagarcomponentesmáspesados y repetirmásestrechamente elverdaderoanálisis de gas.

Elrangodepropiedadesusadaparadesarrollarestacorrelaciónincluyenpresionesderocióquevande1000a10000psiytemperaturaquevande40a320oFyunampliorangodecomposicióndereservorio.Lacorrelaciónnospuedenpredecirlapresiónderocióenunrangodeseguridadde+/-10%paracondensadoquenocontienengrancantidaddenohidrocarburo.

Ejemploprácticono1.Setienelacomposicióndelgasysedeseaconocerlapresiónderocío.Setieneunamuestrarecombinadacuyacomposiciónpresentamosenlatabla2.1lapresióninicialdereservorio3916psigravedad apieneltanquees58tr = 200of.