63420086 caracterizacion-de-fluidos

UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE ANZOATEGUI
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS
DEPARTAMENTO DE PETROLEO Y QUIMICA
AREA ESPECIAL DE GRADO MENCION GAS

CARACTERIZACIÓN DE LOS FLUIDOS PRESENTES
EN EL YACIMIENTO TOMANDO EN CUENTA EL
COMPORTAMIENTO TERMODINAMICO Y OTROS
PARAMETROS FUNDAMENTALES

Bachilleres:
López. Jaquelin C.I 13.565.477
Monteverde. Saúl C.I 08.292.326
Prof. Mario Briones Trousselot. Carlos C.I 15.741.722
Arcia. José F. C.I 12.190.551
Sección 03

Barcelona, Lunes 15 de Mayo de 2006

CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS

CONTENIDO

• INTRODUCCION

• OBJETIVO GENERAL

• OBJETIVOS ESPECIFICOS

• FUNDAMENTOS TEORICOS

• METODOLOGIA

• DESARROLLO

• CONCLUSIONES

• RECOMENDACIONES


Para realizar un adecuado desarrollo de un yacimiento es necesario, entre
otras cosas, clasificarlo según el tipo de fluido que se encuentra en el
reservorio y determinar el comportamiento termodinámico de este fluido.
Aunque su clasificación teórica requiera del conocimiento del
comportamiento termodinámico del fluido (diagrama P-T), las condiciones
del reservorio y de las instalaciones de superficie, los yacimientos suelen
usualmente clasificarse en función de propiedades observables durante la
operación. Para la clasificación de la naturaleza del reservorio, se utilizan
ciertos criterios que incluyen la relación gas petróleo y densidad del líquido
de tanque.


OBJETIVO GENERAL
• Caracterizar el tipo de fluido presente en el yacimiento, tomando
en cuenta el comportamiento termodinámico y otros parámetros
fundamentales

OBJETIVOS ESPECIFICOS
• Describir el comportamiento de los fluidos a través de sus
respectivos diagramas de fase.
• Enumerar la clasificación de los yacimientos de acuerdo al
tipo de fluido.
• Identificar los fluidos de yacimiento conociendo los
parámetros de las propiedades tales como: RGP, RGC, RGL,
Gravedad API, color de líquido de tanque, composición del
fluido y temperatura.
• Indicar mediante análisis de laboratorio como se clasifican
los fluidos que gobiernan en un yacimiento.


Gas seco
GAS Gas húmedo
Gas condensado

Fluidos presentes Petróleo volátil Liviano
en un yacimiento PETROLEO
Petróleo negro Mediano
Pesado
Extra pesado(Bitumen)
AGUA DE FORMACION


Parámetros que se consideran de utilidad en la clasificación
de yacimientos en base a la mezcla de hidrocarburos que
contienen se pueden dividir en dos grupos:

• Aquellos que se miden en el campo durante las pruebas de
producción: presión, temperatura, relación gas-petróleo, gravedad
API y color de liquido en el tanque.

• Aquellos que se obtienen en laboratorio usando muestras
representativas y simulando el comportamiento de los fluidos
durante el agotamiento isotérmico de presión.


 MEDIDOS EN CAMPO

• DST (DRILL STEM TESTING)
PRUEBAS DE
PRODUCCION
• PLT (PRODUCTION LIQUID TESTING)


• MDT (Probador Modular de la Dinámica de
Formación)
OTRAS PRUEBAS • RFT (Multiprobador de Formaciones)
DE PRODUCCION
• CHDT (Probador de la Dinámica de la Formación
en Pozos Entubados)
• CFA (Analizador de la Composición de Fluidos)


• GAS SECO

• El gas seco representa una mezcla de hidrocarburos constituido
fundamentalmente por metano y un menor porcentaje de hidrocarburos
intermedios.
• Este gas no posee moléculas de hidrocarburos lo suficientemente
pesadas como para tender a formar una fase líquida.
• Debido a que el gas seco bajo condiciones de superficie y en el
yacimiento no cae en la región de dos fases (formación de líquido) no
tiene un valor estimado de gravedad API. El gas seco presenta un RGL
mayor de 100000 PCN/BN.


• GAS HUMEDO

• El gas húmedo esta formado por una mezcla de hidrocarburos con un
mayor contenido de componentes intermedios y pesados en
comparación con los gases secos.
• La denominación de gas húmedo se refiere a que a las condiciones de
separación luego de ser extraído del yacimiento, la mezcla cae en la
región de dos fases generando relaciones gas – líquido mayores a 15000
PCN/BN.
• El líquido de tanque tiende a ser incoloro, análogo al color de la
gasolina natural; su gravedad API presenta un valor mayor a 60º. El
contenido líquido del gas húmedo es menor de 30 BN/MMPCN.


• GAS CONDENSADO

• Los gases condensados son también denominados gases retrógrados, y
en su composición química todavía predomina un alto porcentaje de
metano, pero posee una cantidad de relativamente mayor de hidrocarburos
pesados en comparación a los gases secos y húmedos.
• Los gases retrógrados contienen líquido disuelto, su relación de gas –
condensado (RGC) es mayor de 3200 PCN/BN.
• La gravedad API del condensado oscila entre 40 y 60º API. El color del
condensado puede ser incoloro o amarillo claro tornándose más oscuro al
aumentar su contenido de componentes pesados C5+.
• Este gas en el proceso de extracción sufre una condensación retrógrada,
de éste fenómeno se deriva su nombre.


• PETROLEO VOLATIL

• Los crudos volátiles están formados por hidrocarburos menos pesados y
moléculas más intermedias que en el caso de los crudos negros,
abarcando desde el etano hasta los hexanos.
• Los crudos volátiles son también llamados crudos de alta merma o
también crudos cuasicríticos.
• Para que el crudo volátil pueda ser identificado debe tener una RGP
inicial entre 2000 y 3300 PCN/BN, el líquido del tanque es usualmente
marrón, naranja o verde en algunos casos y su gravedad API es mayor a
40 grados.


• CRUDO NEGRO

• Los crudos negros están compuestos de una gran variedad de
especies químicas incluyendo las moléculas grandes, pesadas y no
volátiles.
• El color característico de este fluido es verde oscuro o negro y
presenta un RGP menor de 1750 PCN/BN


Existe una clasificación de los petróleos negros de
acuerdo a su gravedad API como se muestra a
continuación:

LIVIANO 30< ºAPI ≤ 40

MEDIANO 20 < ºAPI ≤ 30

PESADO 10 ≤ ºAPI ≤ 20

EXTRA PESADO ( BITUMEN) ºAPI < 10


Composición química aproximada de los fluidos presentes en un yacimiento

Componente Gas Gas Gas Petróleo Petróleo
(%Molar) Seco Húmedo Condensado Volátil Negro

C1 96,0 90,0 75,0 60,0 48.83

C2 2,0 3,0 7,0 8,0 2,75

C3 1,0 2,0 4,5 4,0 1,93

C4 – nC4 0,5 2,0 3,0 4,0 1,60

C5 – nC5 0,5 1,0 2,0 3,0 1,15

C6 - 0,5 2,5 4,0 1,59

C7+ - 1,5 6,0 17,0 42,15

MC7+ - 115 125 180 225


La siguiente tabla resume las características o parámetros
que permiten identificar los fluidos en superficie

Gas Gas Gas
Característica Crudo Negro Crudo Volátil
Condensado Húmedo Seco

RGP (PCN/BN) ≤ 2.000 2.000/3.300 3.300/50.000 50.000/100.000 > 100.000

40-60
Se han
°API < 45 > 40 > 60 -
reportado
menores a 40

Marrón
Marrón
Negro Verdoso Naranja
Color Naranja Incoloro -
Marrón Verdoso
Verde
Incoloro

% C1 < 50 < 60 > 60 > 90 > 90

% C7+ > 30 >12,5-30 < 12,5 <5 <1

BO
<2 >2 - - -
(BY/BN)


 MEDIDOS EN EL LABORATORIO

ANALISIS PVT:

• Verificación de la información PVT disponible
• Determinación de la representatividad de las muestras
• Validación de la consistencia interna de los informes PVT
• Posible variación areal y vertical de las propiedades PVT
• Selección y preparación de los datos PVT a utilizar
• Ajuste de la ecuación de estado según el objetivo de estudio


¿CUANDO SE DEBE TOMAR LA MUESTRA?

ESCOGENCIA DEL POZO PARA MUESTREO

• La producción del pozo debe ser estable antes del muestreo.
• Debe tener un alto índice de productividad del tal manera que la presión
alrededor del pozo sea la mas alta posible.
• Debe ser un pozo nuevo y presentar poca formación de líquido en el
fondo.
• La RGP y °API del condensado deben ser representativas de varios
pozos.
• No debe producir agua libre. En caso de que el pozo de prueba este
produciendo agua se recomienda tomar la muestra en un separador
trifásico.


• RECOMBINACION
• COMPOSICION
PRUEBAS PVT DE
LABORATORIO • PRUEBA CCE (CONSTANT COMPOSITION
EXPANSION)
• PRUEBA CVD (CONSTANT VOLUME DEPLETION)
• PRUEBA DE SEPARADOR


FACTORES QUE CONTROLAN EL COMPORTAMIENTO DE FASES

El comportamiento de fases se ve influenciado por cuatro factores
físicos, los cuales son:

• Presión
• Atracción molecular
• Energía cinética
• Repulsión molecular.


DIAGRAMA DE FASES


Diagrama de Fase para Gas Seco


Diagrama de Fase para Gas Húmedo


Diagrama de Fase para Gas Condensado


Diagrama de Fases para Petróleo Volátil


Diagrama de Fases para Petróleo Negro


CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS DE ACUERDO A LOS FLUIDOS
QUE CONTIENE

En base a los fluidos que contiene un yacimiento, tal como se observa
en el esquema de clasificación de los fluidos expuesta anteriormente,
estos pueden clasificarse de la siguiente forma:


Yacimientos de Gas Seco

• La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a
condiciones de yacimiento y de superficie. Sin embargo, en algunas
oportunidades se forma una pequeña cantidad de liquido, la cual no es
superior a 10 BN/MMPCN6

• El gas está compuesto principalmente por metano (% C1>90) con
pequeñas cantidades de pentano y más pesados (% C5 +<1%).

• La obtención de líquidos del gas producido solo se alcanza a
temperaturas criogénicas (bajo 0 ºF)


Yacimiento de gas Húmedo

• Los gases húmedos tienen un mayor porcentaje de componentes
intermedios y pesados que los gases secos.

• Como se observa en la Figura 3, la mezcla de hidrocarburos
permanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al salir a
superficie cae en la región de dos fases formándose una cantidad de
liquido del orden de 10 a 20 BN/MMPCN

• La temperatura de estos yacimientos también es mayor que la
cricondertérmica del gas húmedo

• El liquido producido es incoloro con gravedad API mayor a 60º


Yacimientos de Gas Condensado

• El gas condensado se puede definir como un gas con líquido
disuelto. El contenido de C1 es mayor de 60% y el C7+ menor de 12.5%

• La mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y
temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío .
• La temperatura del yacimiento tiene una valor entre la temperatura
crítica y la cricondentérmica de la mezcla.

• El gas presenta condensación retrógrada durante el agotamiento
isotérmico de presión


• En su camino hacia el tanque de almacenamiento, el gas
condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura
penetrando rápidamente en la región de dos fases para llegar a
superficie con características en el siguiente rango:

 Relación gas-condensado (RGC): 5000 – 100000
PCN/BN (10-200 BN/MMPCN)
 Gravedad API del condensado: 40º - 60º
 Color del condensado: incoloro – amarillo (aunque se han
reportado condensados negros)


Yacimientos de Petróleo Volátil

• La mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en estado líquido
cerca del punto critico
• La temperatura del yacimiento es ligeramente menor que la critica de la
mezcla
• El equilibrio de fases de estos yacimientos es precario y se produce un
alto encogimiento del crudo (hasta de un 45%) cuando la presión cae
ligeramente por debajo de la presión de burbujeo
• La RGP de estos yacimientos se encuentra en el rango de 2000 a 5000
PCN/BN
• El petróleo de tanque tiene un color amarillo oscuro a negro y una
gravedad API mayor de 40º
• El factor volumétrico del crudo es regularmente mayor de 1.5 BY/BN


Yacimientos de Petróleo Negro o Baja Volatilidad

• El petróleo de baja volatilidad (Black Oil) se caracteriza por tener un

alto porcentaje de C7+ (>40%)

• La temperatura de yacimiento es muy inferior a la temperatura critica

• La RGP es menor de 2000 PCN/BN

• El petróleo de tanque tiene una gravedad API menor de 40º y un color

negro o verde oscuro

• El factor volumétrico regularmente es inferior a 1.5 BY/BN


• Revisión bibliográfica

La base fundamental para el desarrollo de este informe
consistió en la búsqueda y recopilación de información. La mayor
parte de esta información se encontró en textos bibliográficos, tesis
de grado, así como también publicaciones de la sociedad
internacional de ingenieros de petróleo y artículos encontrados a
través de Internet. Tomando en cuenta que es a partir de esta que se
va a obtener la información básica para permitir el inicio de este
informe


• Recopilación de información

Las principales propiedades necesarias para caracterizar un
fluido son: presión de saturación, relación gas - petróleo (RGP),
gravedad API, factor volumétrico, y composición molar. Existen
dos formas de determinar dichas propiedades de los fluidos
presentes en un yacimiento; mediante pruebas de producción y
termodinámicamente mediante la construcción del diagrama de
fase característico del fluido y pruebas PVT.


Para cumplir con todos los objetivos planteados en este informe se
procedió a la caracterización de los fluidos presentes en el
yacimiento a partir de:

Datos de Producción
El primer paso que se realiza luego de descubrir un yacimiento
de hidrocarburos es determinar el estado en que se encuentra la
mezcla y esto es posible mediante la determinación de algunas de
las propiedades mencionadas anteriormente, tales como la RGP, la
gravedad API y el factor volumétrico. Esto se hace en base a la
caracterización de mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso, tales
como gas seco, húmedo y condensado.


DATOS DE PRODUCCION

• Gravedad API

• Relación Gas-Petróleo (RGP)
Tasa de gas PCN
RGP = ,
Tasa de Petróleo BN


DATOS PVT

Caracterización termodinámica mediante pruebas PVT
La forma inequívoca de conocer el estado en que se encuentra el fluido
en el yacimiento es generando su diagrama de fase pero, debido a la
dificultad que resulta elaborar este diagrama, es necesario realizar la
caracterización de un yacimiento mediante pruebas PVT, a temperatura
constante del yacimiento.
Los datos de las pruebas PVT deben ser validados a fin de verificar su
representatividad y consistencia. Luego de ser tomados y validados
dichos datos, es posible el cálculo de otras propiedades de las que se
requieran los resultados obtenidos de dicha prueba. Algunas de las
propiedades cuya metodología para su determinación será descrita a
continuación, son reportadas en un análisis PVT.


DATOS PVT

• Relación Gas – Petróleo (RGP)
Zic = Fracción molar calculada del
• Análisis composicional componente i en la mezcla total
Yi = Fracción molar del componente i
VYi + LX i en la fase gaseosa
Z ic = Xi = Fracción molar del componente i
V +L de la fase liquida
V = Moles de gas de la muestra, Lbmol.
L = Moles de liquido de la muestra,
Lbmol

• Gravedad API º API = 141,5
−131,5
Gravedad Específica


• Factor Volumétrico

Tsc = ( ∑ Tci ∗ Yi ) − Fsk donde:
Fsk = 120 ∗ ( A 0.9 − A1.6 ) + 15 ∗ ( B 0.5 − B 4 )

A = YCO2 + YH 2 S B = YH 2 S

Psc =
( ∑ Pci ∗ Yi )Tsc
( ∑ Tci ∗ Yi ) − B(1 − B ) Fsk
Luego se calcula la presión y temperatura
pseudoreducida:
P T Con estos datos se entra en la
Psr = Tsr =
Psc Tsc grafica de Standing - Katz


• Factor Volumétrico del Gas

Z T BY Zg: Factor de compresibilidad de
Bg = 0.00504 g , la fase a P y T
P BN P: Presión absoluta (lpca)
T: Temperatura absoluta (ºR)

• Gravedad Especifica del Liquido

ρl γl :Gravedad especifica del fluido
γl = ρl :Densidad del liquido o gas, lb/pie3
ρa
ρa :Densidad del agua, lb/pie3


• Gravedad Específica del Gas
γg :Gravedad especifica del gas
Mg Mg: peso molecular del gas (lbm/ lbmol)
γg =
Ma Ma: peso molecular del aire (28,96

lbm/lbmol)(18 lb /lbmol

Diagrama de Fase

La construcción del diagrama de fase a partir de los
resultados de una prueba PVT, se realiza empleando los
valores de presión y temperatura del yacimiento, así como
el porcentaje molar de cada uno de los compuestos
presentes en el fluido objeto de estudio.


La caracterización de los hidrocarburos producidos por medio

de un procedimiento general sin la necesidad de usar rangos

predefinidos en los valores de parámetros de producción y aplicando

técnicas modernas de medición y clasificación de patrones se

introdujo como una nueva tecnología la aplicación de una red neural

artificial (ANN).


Redes Neuronales:
Son modelos ordinarios del sistema neural humano y han sido
usadas con éxito resolviendo problemas prácticos de
reconocimientos, se desarrollaron tratando de simular el proceso
de aprendizaje y reconocimiento de patrones que realizan las
neuronas del cerebro humano; se ha aplicado en varios campos
(ingeniería, medicina, geología) y para procesamiento de pozos
pueden incluir datos de perfiles, análisis petrofisicos, datos de
perforación y de yacimiento.


¿Cómo trabajan las redes Neuronales?

Aplicaciones de las Redes Neuronales


REDES NEURONALES ARTIFICIALES [ANN]

En la caracterización de fluidos
RGP (condensado, petróleo volátil y petróleo
negro), esta red neural sigue como
°API parámetros de producción la RGP y
gravedad API y como parámetro
suplementario el porcentaje de C7+ de la
C7+
composición

TIPO DE FLUIDO
DE YACIMIENTO


Se obtuvieron los siguientes resultados con la aplicación de la red neural:

• Se mostró que las Redes Neurales Artificiales son herramientas
convenientes para obtener correlaciones mecánicas no-lineales entre
resultados de laboratorio y datos de producción, algo no fácilmente
accesible por técnicas convencionales.

• La metodología permite la implementación de un sistema de demarcación
del tipo de fluido general y preciso sin las limitaciones presentes en métodos
propuestos por otros autores.

• El sistema se validó con 250 análisis PVT de pozos en el oriente de
Venezuela, mostrando un 95% de certeza en los resultados de
caracterización.


• El sistema permite muy prontamente la exacta caracterización del
tipo de fluido de nuevos yacimientos comenzando de datos de
producción.

• Este estudio posee la necesidad de examinar la representatividad y
consistencia de los reportes PVT tan pronto como sean entregados
por el laboratorio.

• Los reportes PVT muestran una baja condensación retrógrada (<5%)
que generalmente fue hallada inconsistente.


VENTAJAS DE LAS REDES NEURONALES (ANN):

• La red neuronal, es un sistema de respuestas rápidas; una vez que el
modelo ha sido educado acerca de las predicciones desconocidas de los
fluidos es obtenido con cálculos directos y rápidos sin la necesidad de
sintonizar o iterar cómputos.

• Acepta sustancialmente mayor información como conexiones de
entrada, al modelo de tal forma improvisando significativamente la
exactitud de las predicciones reduciendo ambigüedad de la relación
requerida.


• Aprende el comportamiento de una población de base de datos
por su misma sintonización.

• Si la data usada es suficientemente descriptiva la red neuronal
artificial (ANN), provee una rápida y confiable predicción.

• El aspecto mas importante de la (ANN), es su habilidad para
describir patrones en la data que son también difíciles de percibir
a una observación normal y métodos estáticos estándar


DESVENTAJAS DE LAS REDES NEURALES.

El excesivo entrenamiento de la red neuronal (ANN), causa resultados
equívocos debido a que esta memoriza algunos datos, que luego al
introducir nueva data arroja resultados erróneos.; es por eso que se debe
monitorear, y emplearse un método de validación como un mecanismo de
comprobación.


PVT EXPRESS


CONCLUSIONES

• El tipo de fluido de yacimiento puede ser identificado por parámetros
como relación gas-petróleo de producción inicial (RGPi), gravedad del
líquido de tanque (°API) y color.

• Existen cinco tipos de fluidos de yacimiento identificados según las
características que presenten en superficie: crudo negro, crudo volátil,
gas condensado, gas húmedo y gas seco.

• A medida que aumenta la cantidad de gas producido, según el tipo de
fluido, aumenta la RGP y la gravedad °API tiende a aumentar.


CONCLUSIONES

•En el caso del gas condensado la Presión se debe tratar de mantener por
encima de la Presión de Rocío (Pr), para evitar que los componentes
pesados se condensen y se genere el fenómeno de condensación
retrógrada.

• El yacimiento de gas seco no produce líquido en superficie ni en el
yacimiento a medida que declina la presión.


CONCLUSIONES

• A medida que el color del fluido del líquido de tanque es más oscuro
se puede decir que tiene mayor cantidad de componentes pesados.

• Las redes neuronales pueden ser empleadas para caracterizar
hidrocarburos producidos por medio de un procedimiento general sin la
necesidad de usar rangos predefinidos en los valores de parámetros de
producción.

• Mientras mayor sea el numero de datos empleados para entrenar la
red neural mejor será el resultado obtenido.


RECOMENDACIONES

• Identificar de una manera rápida y eficiente que tipo de fluido se
encuentra en el yacimiento para optimizar la recuperación de éste.

• Interpretar correctamente la información del análisis PVT para no
sobrestimar la recuperación del líquido en superficie, debido a que una
sobreestimación va aumentando durante la depletación del yacimiento,
llegando a ser importante en las etapas medias de vida del mismo.

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