pp 412 digrama de fases - tipos de yacimientos
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GAS NATURAL YGAS NATURAL YGAS NATURAL YGAS NATURAL YCONDENSADOS ICONDENSADOS ICONDENSADOS ICONDENSADOS I
PPPPPPPP----412412412412
Ing. William Navarro
Diagrama de Fases Diagrama de Fases Diagrama de Fases Diagrama de Fases para diferentes para diferentes para diferentes para diferentes
tipostipostipostipos
Pcdb
Pcdb
Tcdt
Tcdt
Tcdt
Gas Seco
Gas Condensado
Petróleo Volatil
Pc
Pc
Pc (Pcdb)
Tc
Tc
Tc
C
C
C
tipostipostipostiposde Crudos y Gasesde Crudos y Gasesde Crudos y Gasesde Crudos y Gases
PR
ES
IÓN
TEMPERATURA
Tc (Tcdt)
Petróleo Volatil
Petróleo Negro
Pc
Pcdb
C
Diagrama de Fases Generalizado de un Diagrama de Fases Generalizado de un Diagrama de Fases Generalizado de un Diagrama de Fases Generalizado de un Gas CondensadoGas CondensadoGas CondensadoGas Condensado
N L
pca T
A
C
CURVA DE BURBUJEO
OLÍQUIDO
100% LÍQUIDO
PRES
IÓN
TEMPERATURA °F
R
100% GAS
20% LÍQUIDO40% LÍQ
UIDO
60% LÍQUIDO
80% LÍQU10
CURVA DE ROCIO
Parámetros para Clasificar Yacimientos en Base Parámetros para Clasificar Yacimientos en Base Parámetros para Clasificar Yacimientos en Base Parámetros para Clasificar Yacimientos en Base a la Mezcla de Hidrocarburosa la Mezcla de Hidrocarburosa la Mezcla de Hidrocarburosa la Mezcla de Hidrocarburos
A) Medidos en Campo:• Presión
B) Medidos en laboratorio:• Se usan muestras • Presión
• Temperatura• RGP• Gravedad API• Color del Líquido de tanque
• Se usan muestras representativas
• Simulan comportamiento de fluidos durante agotamiento isotérmico de presión.
YACIMIENTOS 1. Gas Seco
DE GAS 3. Gas Condensado
YACIMIENTOS
Clasificación de los Yacimientos en base a los Clasificación de los Yacimientos en base a los Clasificación de los Yacimientos en base a los Clasificación de los Yacimientos en base a los hidrocarburos que contienenhidrocarburos que contienenhidrocarburos que contienenhidrocarburos que contienen
YACIMIENTOS 1. Petróleo Volátil
DE PETRÓLEO (Alto Encogimiento)
2. Petróleo Negro (Bajo encogimiento)
3. Gas Húmedo a. Livianob. Medianoc. Pesadod. Extrapesado
Composición típica de mezclas provenientes de Composición típica de mezclas provenientes de Composición típica de mezclas provenientes de Composición típica de mezclas provenientes de yacimientos de hidrocarburosyacimientos de hidrocarburosyacimientos de hidrocarburosyacimientos de hidrocarburos
COMPONENTECOMPONENTECOMPONENTECOMPONENTE GASGASGASGASSECOSECOSECOSECO
GASGASGASGASHÚMEDOHÚMEDOHÚMEDOHÚMEDO
GAS GAS GAS GAS CONDENSADOCONDENSADOCONDENSADOCONDENSADO
PETRÓLEOPETRÓLEOPETRÓLEOPETRÓLEOVOLÁTILVOLÁTILVOLÁTILVOLÁTIL
PETRÓLEO PETRÓLEO PETRÓLEO PETRÓLEO NEGRONEGRONEGRONEGRO
C1C1C1C1 96.096.096.096.0 90.090.090.090.0 75.075.075.075.0 60.060.060.060.0 48.8348.8348.8348.83
C2C2C2C2 2.02.02.02.0 3.03.03.03.0 7.07.07.07.0 8.08.08.08.0 2.752.752.752.75
C3C3C3C3 0.50.50.50.5 2.02.02.02.0 4.54.54.54.5 4.04.04.04.0 1.931.931.931.93
iC4 iC4 iC4 iC4 –––– nC4nC4nC4nC4 0.50.50.50.5 2.02.02.02.0 3.03.03.03.0 4.04.04.04.0 1.601.601.601.60
iC5 iC5 iC5 iC5 –––– nC5nC5nC5nC5 ---- 1.01.01.01.0 2.02.02.02.0 3.03.03.03.0 1.151.151.151.15
C6C6C6C6 ---- 0.50.50.50.5 2.52.52.52.5 4.04.04.04.0 1.591.591.591.59
C7+C7+C7+C7+ ---- 1.51.51.51.5 6.06.06.06.0 17.017.017.017.0 42.1542.1542.1542.15
MC7+MC7+MC7+MC7+ ---- 115115115115 125125125125 180180180180 225225225225
RGL, PCN/BNRGL, PCN/BNRGL, PCN/BNRGL, PCN/BN ---- 26000260002600026000 7000700070007000 2000200020002000 625625625625
Líquido Líquido Líquido Líquido °°°°APIAPIAPIAPIde Tanque Colorde Tanque Colorde Tanque Colorde Tanque Color
---- 60606060°°°° 55555555°°°° 50505050°°°° 34.334.334.334.3°°°°
---- Incoloro Incoloro Incoloro Incoloro Amar. claroAmar. claroAmar. claroAmar. claro
Amar. claroAmar. claroAmar. claroAmar. claroAmarilloAmarilloAmarilloAmarillo
AmarilloAmarilloAmarilloAmarilloOscuroOscuroOscuroOscuro
NegroNegroNegroNegro
YACIMIENTOS DE GAS SECOYACIMIENTOS DE GAS SECOYACIMIENTOS DE GAS SECOYACIMIENTOS DE GAS SECO
• La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a
condiciones de yacimiento y superficie
• Temperatura del yacimiento muy superior a la cricondentérmica
• Contenido de C1>90% y C5+<1%
• Solo a temperaturas criogénicas (<-100°F) se puede obtener cierta
cantidad de líquidos de estos gases
Diagrama de fases de un Gas Natural
Separador
YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO
• Gas en el yacimiento
• Dos fases en superficie
• No presenta condensación retrógrada
• RGL > 15000 PCN/BN (Regularmente: 50-100 MPC/BN)
• Contenido de Líquido < 30 BN/MMPCN
• °API > 60° (Líquido proveniente del Gas)
• Líquido de tanque: Incoloro
Wet GasWet GasWet GasWet Gas
Separador
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
• Gas en el yacimiento
• Dos fases en superficie
• Presenta condensación retrógrada
• Tc < Ty <Tcdt• Tc < Ty <Tcdt
• RGL > 3200 PCN/BN
• °API > 40 – 45°
• % C1 > 60
• % C7+ < 12.5
• Ligeramente coloreado – Amarillo claro
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
• Clasificación
Riqueza GPM BN/MMPCN
Alta 14.6 348 > 300Alta 14.6 348 > 300
Media 9.4 224 200 - 300
Baja 7.3 173 100 – 200
Pobre 4.0 97 < 100
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADOYACIMIENTOS DE GAS CONDENSADOYACIMIENTOS DE GAS CONDENSADOYACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
A single dense phase
Dew point
Maximum liquid Maximum liquid
drop-out
Region of
retrograde
condensation
Dew point
Single gas phase
CONDENSADO
• Líquido del Gas Condensado que se encuentra en el
yacimiento en fase gaseosa
• Gravedad API: 40 – 60°. Se han encontrado condensados• Gravedad API: 40 – 60°. Se han encontrado condensados
con 29 – 30 °API
• Color: generalmente incoloro – amarillo claro
• Fuera de la Cuota OPEP
DEFINICIÓN DE CONDENSADOS DESPUÉS DE LA REUNIÓN DE VIENA
“Naturally ocurring condensates are those hydrocarbonsthat exist in the single gaseous phase in reservoirs whoseoriginal temperature falls in the range from he critical
“Definición Aprobada”
original temperature falls in the range from he criticaltemperature to the maximum temperature at which twophases can co-exist (cricondentherm). Those hydrocarbonsmust only be produced from wells completed in gascondensate reservoirs and become liquid at standardconditions of temperature and pressure”.
• Límite Superior• API : 50° ó mayor• RGL : 5000 PCN/BN o mayor• %C7+: 3.5 ó menor
• Límite Inferior
DEFINICIÓN OPEP DE YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO
• Límite Inferior• API : 45°• RGL : 5000 PCN/BN• %C7+ : 8
• Prueba Adicional• Destilación ASTM D-86
90% cond. a T ≤ 650 °F
Efecto de la Gravedad Efecto de la Relación Gas-Efecto de la Gravedad °API sobre la Presión de Rocío Retrógrada
Efecto de la Temperatura sobre la Presión de Rocío Retrógrada
Efecto de la Relación Gas-Condensado sobre la
Presión de Rocío Retrógrada
Comportamiento Retrógrado de un Gas Condensado
Revaporización de Condensado al presurizar con gas yacimientos agotados de Gas Condensado
Diagrama de fases de los fluidos de un Yacimiento de Gas Condensado con Zona de Petróleo (Pierna)
YACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTIL
• La mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase líquidaen el yacimiento y en dos fases en superficie
• Altas proporciones de componentes ligeros e intermedios
• Temperatura del yacimiento ligeramente menor que lacrítica
• El agotamiento isotérmico de presión produce altoencogimiento del crudo (hasta 45%)
• El gas liberado puede ser del tipo Gas Condensado
• % C7+ > 12.5
• % C1 < 60
YACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTILYACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTILYACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTILYACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTIL
Separador
Diferencias entre Yacimientos de Gas Condensado y Petróleo Volátil
Gas Condensado Petróleo VolátilTc < Tyac < Tcdt Tyac ≤ Tc≤ Tc≤ Tc≤ Tc
Gas en el yacimiento Líquido en el Yacimiento
Presenta Pto. de Rocío Presenta Pto. de BurbujeoPresenta Pto. de Rocío Presenta Pto. de Burbujeo
% C7+ < 12.5 % C7+ > 12.5
% C1 > 60 % C1 < 60
Líquido de tanque incoloro-amarillo claro
Líquido de tanque amarillo-amarillo oscuro
RGPi > 3200 PCN/BN 1750 ≤ RGPi < 3200 PCN/BN
YACIMIENTOS DE PETRÓLEO DE BAJA VOLATILIDAD
• Líquido en el yacimiento
• Líquido y Gas en la superficie
• % C7+ > 20
• % C1 < 50
• Ty < Tc• Ty < Tc
• RGP < 1750 PCN/BN
• Petróleo de tanque
� Color Negro
� °API Menor de 40°
• Bo < 1.5 BY/BN
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON ZONA DE PETRÓLEO
Gas Condensado en el Punto de
Rocío
Petróleo en el Punto de Burbujeo
(30-40° API)
Durante el agotamiento de presión ocurre condensación retrógrada en la capa de gas y liberación de gas en la zona de petróleo
Acuífero
Diagrama de fases de los fluidos de un Yacimiento de Petróleo Negro con Capa de Gas
R
GP
inic
ial d
e pr
oduc
ción
, PC
N/B
N
PETRÓLEO NEGRO
GAS SECO
PETRÓLEO VOLÁTIL
GAS CONDENSADO
Punto de Rocío
Punto de Burbujeo
50,000 40,000 30,000
El Efecto de la composición sobre la RGP inicial de producción es indicada
por los limites composicionales de los cinco tipos de fluidos de yacimiento.
Heptano plus en el fluido de yacimiento, % molar RG
P in
icia
l de
prod
ucci
ón, P
CN
/BN
0 5 10 15 20 25 30
Punto de Burbujeo 20,000 10,000
Petróleo Negro Petróleo Volátil Gas Condensado Gas Hum edo Gas SecoRGP (PCN/BN) < 2000 2000-3200 2000-5000 > 15000 > 100000
°API en el tanque < 40° > 40° > 40° > 70 No LiquidoColor del líquido
en el tanqueNegro ( Verde
Oscuro)Amarrillo Oscuro
Ligeramente coloreado
Blanco oscuroNo hay liquido
Bo (BY/BN) < 1,5 > 1,5
Comp. % molarC7+ > 40% C1 < 50%
20 > C7+ > 12,5% C1 < 60%
C7+ < 12,5% C1 > 60%
C7+ < 4% C1 > 80%
C7+ < 0.7%
Cambio de fase en el reservorio
Punto de burbuja Punto de burbuja Punto de rocioNo hay cambio
de fase
No hay cambio de
fase
CARACTERIZACION DE FLUIDOSCARACTERIZACION DE FLUIDOSCARACTERIZACION DE FLUIDOSCARACTERIZACION DE FLUIDOS
AUTOR API GOR C7+ MOLECULAR WEIGT(lb/mol-lb)
MUSKAT >48 >10,000STANDING 45<ºAPI<70 >5,000MOSES 40<ºAPI<60 >3,000 <12.5VENEZUELA >40 >3,500 <12.5 <40VENEZUELACAMPOS GIGANTES
>31 >3,000 <13.0 <52
McCAIN >40 >3200 <12.5TAREK AHMED >50 >8,000
RESERVORIOS DE GAS CONDENSADO
RegionesRegionesRegionesRegiones de de de de FlujoFlujoFlujoFlujo GasGasGasGas----CondensadoCondensadoCondensadoCondensado
Near Wellbore:
FuerzasViscosas,
Capilares & inercia
Reservorio:
Fuerzas
Gravitacionales
& Capilares
PozoAnillo de
CondensadoPresión
Existe un mecanismo diferente:
kr=f(IFT,V)
2
p V
V βδβδβδβδκκκκµµµµ ++++====∇∇∇∇ � Inertia
p
κκκκµµµµ V====∇∇∇∇
� Darcy
ctek ====ββββ �Relación con D
� Coupling2
p V
Vr
βδβδβδβδκκκκµµµµ ++++====∇∇∇∇
ctek ====ββββ �Relación con D
),( IFTVgfK r ⇒⇒⇒⇒
Kr, CouplingKr, CouplingKr, CouplingKr, Coupling
0.6
0.8
1
Gas
Rel
ativ
e P
emre
abili
ty
10204080102040
0.008 mNm-1
0.149 mNm-1
Velocity, md-1Clashach Core, Swi=15%
0
0.2
0.4
0 20 40 60 80 100
Total Liquid Saturation / Percentage
Gas
Rel
ativ
e P
emre
abili
ty
408010204080
0.852 mNm-1
Kr, Coupling & InertiaKr, Coupling & InertiaKr, Coupling & InertiaKr, Coupling & Inertia
Competition of coupling & inertia
(viscous, capillary & inertial forces)
Accurate kr=f(IFT,V) a challenge
Inertia
Coupling
EVOLUCIÓN DE LA GRAVEDAD API Y LA RGP EVOLUCIÓN DE LA GRAVEDAD API Y LA RGP EVOLUCIÓN DE LA GRAVEDAD API Y LA RGP EVOLUCIÓN DE LA GRAVEDAD API Y LA RGP CON EL TIEMPOCON EL TIEMPOCON EL TIEMPOCON EL TIEMPO
Relative positions of phase envelopesRelative positions of phase envelopesRelative positions of phase envelopesRelative positions of phase envelopes