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UNIVERSIDAD DE ORIENTENÚCLEO DE ANZOATEGUI

ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADASDEPARTAMENTO DE PETROLEO Y QUIMICAAREA 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 13.565.477Monteverde. Saúl C.I 08.292.326Trousselot. Carlos C.I 15.741.722 Arcia. José F. C.I 12.190.551 Sección 03

Barcelona, Lunes 15 de Mayo de 2006

Prof. Mario Briones

CONTENIDO

• INTRODUCCION

• OBJETIVO GENERAL

• OBJETIVOS ESPECIFICOS

• FUNDAMENTOS TEORICOS

• METODOLOGIA

• DESARROLLO

• CONCLUSIONES

• RECOMENDACIONES

CARACTERIZACION DE LOS FLUIDOS


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.


Fluidos presentes en un yacimiento

GASGas secoGas húmedoGas condensado

PETROLEO Petróleo volátil

Petróleo negro

AGUA DE FORMACION

LivianoMedianoPesadoExtra pesado(Bitumen)


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

PRUEBAS DEPRODUCCION

• DST (DRILL STEM TESTING)

• PLT (PRODUCTION LIQUID TESTING)


OTRAS PRUEBAS DE PRODUCCION

• MDT (Probador Modular de la Dinámica de

Formación)

• RFT (Multiprobador de Formaciones)

• 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(%Molar)

GasSeco

GasHúmedo

Gas Condensado

PetróleoVolátil

PetróleoNegro

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

Característica Crudo Negro Crudo VolátilGas

CondensadoGas

HúmedoGas Seco

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

°API < 45 > 40

40-60Se han

reportado menores a 40

> 60 -

ColorNegro Verdoso

Marrón

MarrónNaranjaVerde

MarrónNaranjaVerdosoIncoloro

Incoloro -

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

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

BO(BY/BN)

< 2 > 2 - - -


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.

PRUEBAS PVT DELABORATORIO

• RECOMBINACION

• COMPOSICION

• 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.


• Gravedad API

• Relación Gas-Petróleo (RGP)

BN

PCNRGP ,

Petróleo de Tasa

gas de Tasa=

DATOS DE PRODUCCION


DATOS PVT

Caracterización termodinámica mediante pruebas PVTLa 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)

• Análisis composicionalZic = Fracción molar calculada del componente i en la mezcla total Yi = Fracción molar del componente i en la fase gaseosaXi = Fracción molar del componente i de la fase liquidaV = Moles de gas de la muestra, Lbmol.L = Moles de liquido de la muestra, Lbmol

LV

LXVYZ ii

ic ++

=

• Gravedad API 5,1315,141

º −=EspecíficaGravedad

API


• Factor Volumétrico

( ) FskYiTciTsc −∗∑= donde: ( ) ( )45.06.19.0 15120 BBAAFsk −∗+−∗=

SHCO YYA22

+= SHYB2

=

( )( ) ( )FskBBYiTci

TscYiPciPsc

−−∗∑∗∑=

1

Luego se calcula la presión y temperatura pseudoreducida:

Psc

PPsr =

Tsc

TTsr = Con estos datos se entra en la

grafica de Standing - Katz


• Factor Volumétrico del Gas

BN

BY

P

TZB g

g ,00504.0=Zg: Factor de compresibilidad de la fase a P y TP: Presión absoluta (lpca)T: Temperatura absoluta (ºR)

• Gravedad Especifica del Liquido

a

ll

ρργ =

lγlρaρ

:Gravedad especifica del fluido

:Densidad del liquido o gas, lb/pie3

:Densidad del agua, lb/pie3


• Gravedad Específica del Gas

Ma

Mgg =γ

gγ :Gravedad especifica del gasMg: peso molecular del gas (lbm/ lbmol)

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

RGP

°API

C7+

TIPO DE FLUIDO DE YACIMIENTO


REDES NEURONALES ARTIFICIALES [ANN]

En la caracterización de fluidos

(condensado, petróleo volátil y petróleo

negro), esta red neural sigue como

parámetros de producción la RGP y

gravedad API y como parámetro

suplementario el porcentaje de C7+ de la

composición

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.


•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.


CONCLUSIONES

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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