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• Alejandro Rivas

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Ing. Elio Espindola Romero

Ing. Elio Espindola Romero

CLASIFICACIÓN DE RESERVORIO PROPIEDADES DEL GAS NATURAL Y DEL PETROLEO

DIAGRAMA DE FASES PT Clasificar los reservorios. Clasificar naturalmente el sistema de hidrocarburos. Describir el comportamiento de fases del fluido.

Ing. Elio Espindola Romero

a. b. c.

Ing. Elio Espindola Romero

Ing. Elio Espindola Romero

YACIMIENTOS DE PETROLEO

YACIMIENTOS DE PETROLEO

• De

acuerdo a Pi los yacimientos de petróleo pueden ser clasificados en:

2. Saturado

Pi = Pb

3. Con capa de gas Pi < Pb

Pb

100%

2

Punto critico

3

50% REGION DE DOS FASES

TEMPERATURA

0%

Ing. Elio Espindola Romero

Pi > Pb

PRESION

1. Sub saturado

1

YACIMIENTO SUBSATURADO

Capa de Gas

a) Condiciones iniciales

Capa de Gas

b) Condiciones Posteriores

Tanque

Ing. Elio Espindola Romero

GAS

Pi > Pb

YACIMIENTO SATURADO

Capa de Gas a) Condiciones iniciales

GAS

Capa de Gas b) Condiciones Posteriores

Tanque

Ing. Elio Espindola Romero

Pi = Pb

YACIMIENTO CONDE CAPA YACIMIENTO CON CAPA GAS DE GAS GAS

Capa Capa de gas

Capa Capa de gas

de Gas

de Gas

a) Condiciones iniciales

b) Condiciones Posteriores (Expansión de la capa de gas)

Tanque

Ing. Elio Espindola Romero

Pi < Pb

MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO

EXPANSIÓN ROCA Y LIQUIDOS

GAS EN SOLUCIÓN

CAPA DE GAS

HIDRAULICO

SEGREGACION GRAVITACIONAL

Ing. Elio Espindola Romero

MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO YACIMIENTOS PETROLIFEROS

COMBINACION DE EMPUJES

Ing. Elio Espindola Romero

EXPANSIÓN DE LA ROCA Y LÍQUIDOS

1. Expansión de los Fluidos

2. Expansión de la roca.

Ing. Elio Espindola Romero

EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN

Características importantes: a) Rápida declinación de presión del reservorio y de la producción de hidrocarburos líquidos. b) La RGP (Relación Gas Petróleo) en principio menor que la solubilidad del gas en el petróleo, en el punto de saturación incrementa rápidamente por cierto período para después declinar. c) El Factor de Recobro está entre 5 y 30 % del volumen en sitio

Ing. Elio Espindola Romero

EMPUJE POR CAPA DE GAS

Características importantes: a) Lenta disminución de la presión y de la tasa de producción de los reservorios. b) La RGP (Relación Gas Petróleo) depende de la ubicación del pozo en la estructura del reservorio e incrementa con el tiempo. c) El Factor de Recobro estimado entre el 20 y 40 % del volumen en sitio

Ing. Elio Espindola Romero

EMPUJE POR AGUA O HIDRÁULICO

Características importantes: a) Suave declinación de la presión del reservorio b) Una producción de agua que depende de la ubicación de los pozos en la estructura e incrementa con el tiempo. c) Un recobro estimado entre 35 y 80 % del volumen en sitio [

Ing. Elio Espindola Romero

EMPUJE POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL

Características importantes. a) Variaciones de la Relación Gas Petróleo con la estructura. b) Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativa gas/petróleo. c) Aparente tendencia al mantenimiento de presión. d) Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80 % del volumen en sitio del reservorio del volumen en sitio

Ing. Elio Espindola Romero

COMPARACIÓN DE PRESIÓN

Empuje gas en solución

Ing. Elio Espindola Romero

RAZON GAS-PETRÓLEO

COMPARACIÓN DE RGP

Empuje segregación grav.

Empuje hidráulico

PRODUCCION ACUMULADA

Np bbl

Ing. Elio Espindola Romero

RAZON AGUA-PETRÓLEO

COMPARACIÓN DE RAP

PRODUCCION ACUMULADA Np bbl

MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO YACIMIENTOS DE GAS

EXPANSIÓN DE ROCA Y AGUA CONNATA

HIDRÁULICO

EXPANSION DEL GAS NATURAL

Ing. Elio Espindola Romero

MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO YACIMIENTOS DE GAS

YACIMIENTOS DE GAS SECO

Separador

TEMPERATURA

La Ty muy superior a la Tcdt Contenido de C1 > 90% y C5+ < 1% La mezcla de hidrocarburos permanece gaseosa a condiciones de yacimientos y superficie

Ing. Elio Espindola Romero

PRESIÓN

Condiciones iníciales

YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO

TEMPERATURA

Características: Gas en el yacimiento Dos fases en superficie Liquido en el tanque incoloro

Ing. Elio Espindola Romero

PRESIÓN

Condiciones iníciales

YACIMIENTOS DE CONDENSACIÓN RETROGRADO Condiciones iníciales

Ing. Elio Espindola Romero

Punto Critico

PRESIÓN

Características: Gas en el yacimiento Tc < Ty< Tcdt Dos fases en superficie API >40 – 50 % C1 > 60 % C7 < 12.5

TEMPERATURA

GAS NATURAL Es una mezcla de hidrocarburos livianos conformada principalmente por metano, incluye además etano, propano y otros hidrocarburos más pesados.

Algunos gases inertes tales como nitrógenos y dióxido de carbono al igual que pequeñas cantidades de sulfuro de hidrogeno y oxigeno.

Ing. Elio Espindola Romero

Se obtiene de la explotación de depósitos subterráneos (yacimientos), en los cuales se encuentra en forma libre asociado al petróleo.

Ing. Elio Espindola Romero

FORMACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS

Ing. Elio Espindola Romero

DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL SUB ANDINO SUR

Ing. Elio Espindola Romero

YACIMIENTOS DE GAS NO CONVENCIONALES

IDENTIFICAR LOS TIPOS DE TRAMPAS HIDROCARBURIFERAS

Ing. Elio Espindola Romero

The End

Composición del gas natural NOMENCLATURA COMPOSICIÓN %

ESTADO NATURAL

Metano

(CH4)

95.08

GAS

Etano

(C2H6)

2.14

GAS

Propano

(C3H8)

0.29

GAS LICUABLE

Butano

(C4H10)

0.11

GAS LICUABLE

Pentano

(C5H12)

0.04

LIQUIDO

Hexano

(C6H14)

0.01

LIQUIDO

Nitrógeno

(N2)

1.94

GAS

Gas Carbónico

(CO2)

0.39

GAS

Ing. Elio Espindola Romero

COMPONENTE

Impurezas del gas natural • • •

EL Nitrógeno N2 (afecta al poder calorífico). EL Dióxido de Carbono CO2 (tiene características ácidas). Sulfuro de Hidrógeno SH2 (tiene características ácidas). El agua (produce corrosión y formación de hidratos) Ing. Elio Espindola Romero

•

Ventajas del gas natural Producto que no tiene olor (se adiciona odorante para identificar si hay fuga).

Utilizada en muchas actividades de producción, como generación eléctrica, combustible en transportes y otros. Producto económico. Produce una llama inmediata y directa. Producto no contaminante. Energía primaria sin transformación. Producto que no tiene olor (se adiciona odorante para identificar si hay fuga).

Producto no toxico (no contiene monóxido de carbono).

Ing. Elio Espindola Romero

Distribución por tuberías enterradas.

Energía de suministro continuo generando una adecuada distribución y comodidad.

Producto muy seguro, que se disipa rápidamente en la atmosfera en caso de fuga, requiriendo buena ventilación.

Usos del gas natural

También es utilizado con motores de combustión interna y turbina de gas que ocasionan bombas y compresores, en turbinas de gas que hacen parte de las plantas de ciclo simple y ciclo combinado para la generación de energía eléctrica y como combustible para vehículos automotores. Es utilizado como combustible doméstico en la cocción de alimentos y calentamiento de agua principalmente.

Ing. Elio Espindola Romero

A nivel industrial es empleado como combustible en hornos, secadores y calderas y como material prima en la producción de hidrógeno, gasolina sintética, fertilizantes, polietileno etc.

Ing. Elio Espindola Romero

CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DEL GAS NATURAL

CADENA DEL VALOR DEL GAS NATURAL

Reconocimiento y estudio de las estructuras rocosas

PRODUCCIÓN

Comprende los campos “onshore” y “offshore”

PROCESAMIENTO

Deshidratación y separación de los componentes líquidos de los gaseosos

TRANSPORTE

Gasoductos de alta presión

DISTRIBUCIÓN

Gasoductos de mediana y baja presión

COMERCIALIZACIÓN

Ing. Elio Espindola Romero

EXPLORACIÓN

Centrales eléctricas, clientes residenciales, clientes industriales, estaciones de servicios

PROPIEDADES DEL GAS NATURAL, DEL CONDENSADO Y AGUA CORRELACIONES Y ECUACIONES DE ESTADO.

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

GAS

PETROLEO

SOLUBILIDAD DEL GAS

AGUA

Ing. Elio Espindola Romero

FACTOR VOLUMETRICO

PROPIEDADES DEL GAS NATURAL Y DEL CONDENSADO, CORRELACIONES Y ECUACIONES DE ESTADO. Peso molecular aparente.

Densidad relativa del gas

FACTOR COMPRESIBILIDAD Z

Ing. Elio Espindola Romero

Parámetros que, con mayor precisión diferencia el comportamiento de los fluidos en estado líquido del estado gaseoso, con el cual se corrige el comportamiento de los gases para ajustarlo a las condiciones reales o actuales, que expresa cómo se comportan los fluidos compresibles, se trabaja con las relaciones de presión, volumen y temperatura con respecto al volumen del mismo gas en condiciones ideales.

CORRELACIONES PARA EL CALCULO DEL FACTOR COMPRESIBILIDAD Z 1. STANDING Y KATS 2. BRILL & BEGGS 3. DRANCHUK, PURVIS Y ROBINSON 4. HALL – YARBOROUGHvii 5. PAPAY

z f g=

( CROMATOGRAFIA,P,T)

2. Composición desconocida

zg= f( Geg,P,T)

Ing. Elio Espindola Romero

1. Composición conocida

FACTOR DE COMPRESIBILIDAD Z

Compuesto

Porc. molar

C1H4 C2H6 C3H8 iC4H10 nC4H10 iC5H12 nC5H12 nC6H14 CO2 N2

89,6 6,5 2,43 0,45 0,62 0,16 0,13 0,11

TOTAL

100

Ing. Elio Espindola Romero

2. STANDING Y KATS

FACTOR DE COMPRESIBILIDAD Z

Ing. Elio Espindola Romero

2. Correlaciones de Brill & Beggs

FACTOR VOLUMETRICO DEL GAS NATURAL

FACTOR VOLUMETRICO GAS

Ing. Elio Espindola Romero

PC/PCS

Relaciona el volumen de gas evaluado a condiciones de reservorio y el volumen del mismo gas medido a condiciones superficiales.

0.0

Presión Psia

Pi

APLICACIÓN DE CALCULO VOLUMEN IN SITU

MÉTODO

ETAPA 1 IDENTIFICACIÓN

ETAPA 2 DESARROLLO INICIAL

ETAPA 3 PRODUCCIÓN TEMPRANA

ETAPA 4 PRODUCCIÓN MEDIA

ETAPA 5 PRODUCCÓN TARDÍA

ANALOGÍA

VOLUMÉTRICO

BALANCE DE MATERIA CURVAS DE DECLINACIÓN SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS

Ing. Elio Espindola Romero

PROBABILÍSTICO

APLICACIÓN DE CALCULO VOLUMEN IN SITU

MÉTODO

ETAPA 1 IDENTIFICACIÓN

ETAPA 2 DESARROLLO INICIAL

ETAPA 3 PRODUCCIÓN TEMPRANA

ETAPA 4 PRODUCCIÓN MEDIA

ETAPA 5 PRODUCCÓN TARDÍA

ANALOGÍA

VOLUMÉTRICO

BALANCE DE MATERIA CURVAS DE DECLINACIÓN SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS

Ing. Elio Espindola Romero

PROBABILÍSTICO

Ing. Elio Espindola Romero

Ing. Elio Espindola Romero

Ing. Elio Espindola Romero

Area real campo (acres)

Espesor (ft) Ecuacion

A° A1 A2 A3 A4 Volumen Bruto (Vb)

Volumen (acre-ft)

Ing. Elio Espindola Romero

Area

Area Hoja (cm2)

Ing. Elio Espindola Romero

Balance de Materia Yacimientos de gas

MÉTODO DE BALANCE DE MATERIA YACIMIENTOS DE GAS NATURAL

n p  ni  n np 

Psc  G p Z sc RTsc

Análogamente:

46

PV  ZnRT Pi  Vi ni  Z i  RT

Ing. Elio Espindola Romero

Z

GP MMscf

3700

0,88651469

0

3670

0,88501645

58,589

3283

0,86860742

6553,700

2988

0,86019017

8629,010

Ing. Elio Espindola Romero

presión psia

Volemen Insitu 5000 4000 3000

1000 Volemen Insitu

0 -20000 0 -1000

20000

40000

60000

-2000

56852,861 MMscf 56MMM scf

0,056TCF

100000 120000

Lineal (Volemen Insitu)

y = -0,0734x + 4173 R² = 0,9623

-3000 -4000

80000

Título del eje

Ing. Elio Espindola Romero

Título del eje

2000

Año

Presion

Gp

Factor Comp.

psia

MMscf

Z

ene-01

6411

0

ene-06

5947

5475

dic-06

5509

10950

feb-07

5093

16425

abr-07

4697

21900

sep-07

4319

27375

Consideraciones: • Se desprecia la expansión de roca y fluidos • No existe un acuífero activo

1,10 1,06 1,02 0,99 0,96 0,94

Ing. Elio Espindola Romero

Encontrar el GOES (Gas Original En Sitio), bajo el siguiente historia del producción

GAS PRODUCIDO ACUMULADO (Gp,MMscf)

Gp  Gpsep  Gpequiv.liq.

Gpequiv.liq  13300(

Gas Agua

c Mc

* (Condensado

producido)

Datos Temperatura de reservorio=214°F API del condensado= 55°API GEg= 0,65

Fecha de la

Presión

Gas

Condensado

Toma de

Promedio

Separador

Producido

Presión

psia

MMscf

Bbls

ene-88

4987

10,0

868

abr-89

4939

1092,0

90100

mar-91

4884

4813,7

398000

abr-93

4678

11079,7

914500

oct-94

4409

23317,3

1946700

nov-95

4025

36920,4

2763500

nov-98

3720

60076,3

4011200

oct-99

3495

65833,5

4359500

dic-00

3310

74256,3

4698100

Ing. Elio Espindola Romero

HISTORIAL DE PRODUCCION

HISTORIAL DE PRODUCCION Presión

Gas

Condensado

Toma de

Promedio

Separador

Producido

Presión

psia

MMscf

Bbls

ene-88

4987

10,0

868

abr-89

4939

1092,0

90100

mar-91

4884

4813,7

398000

abr-93

4678

11079,7

914500

oct-94

4409

23317,3

1946700

nov-95

4025

36920,4

2763500

nov-98

3720

60076,3

4011200

oct-99

3495

65833,5

4359500

dic-00

3310

74256,3

4698100

Gp RGC (scf/bbls)

MMscf

GE (mezcla)

Gp  Gpsep  Gpequiv.liq.

Gpequiv.liq  13300(

GEc * (Condensado Mc

producido)

GEc 

GEm 

RGCg  4584c RGC  133000c / Mc

141,5 131,5  API

Psc

Tsc

Psr

Tsr

Psia

ºR

Psia

ºR

Z

Ing. Elio Espindola Romero

Fecha de la

DATOS CALCULADOS

MÉTODO DE BALANCE DE MATERIA YACIMIENTOS DE GAS NATURAL

n p  ni  n np 

Psc  G p Z sc RTsc

Análogamente:

54

PV  ZnRT Pi  Vi ni  Z i  RT

MÉTODO DE BALANCE DE MATERIA

Psc  G p Z sc RTsc

P V Pi  Vi   Z i  RTi Z  R  T

P V Psc Pi  Vi  Gp   Tsc Z i  Ti Z T 55

RESERVORIO VOLUMÉTRICO NORMALMENTE PRESURIZADO V = Vi T = Ti

Psc V  Pi P   Gp     Tsc T  Zi Z 

P

Pi Psc T     Gp Z Z i Tsc V

 Pi P  Psc T   G p     Tsc V  Zi Z 

P  a b  Gp Z

Generalmente esta ecuación queda así:

Y = a + bX 56

RESERVORIO ANORMALMENTE PRESURIZADO NO VOLUMÉTRICO VWi  SWiVPi

Vi  VPi S gi

Vi  VPi 1  S wi 

Vi VPi  1  S wi 



V  Vi  Cw SWiVPi  C f VPi P



V  Vi  Cw SWi  C f VPi P

57

 V  Vi  Cw SWi  C f 





 Vi  P  1  S wi  

RESERVORIO ANORMALMENTE PRESURIZADO NO VOLUMÉTRICO  Cw SWi  C f    V  Vi 1  P  1  S wi   



V  Vi 1  Cwf P



Psc Pi  Vi P  Vi 1  C wf P  Gp   Tsc Z i  Ti Z T

Psc Vi  Pi P  G p    1  C wf P Tsc Ti  Z i Z



58

   





RESERVORIO ANORMALMENTE PRESURIZADO NO VOLUMÉTRICO



Psc Ti Pi P   Gp   1  C wf P Tsc Vi Zi Z







Pi Psc Ti P 1  C wf P     Gp Z Zi Tsc Vi





P 1  C wf P  a  bG p Z 59

RESERVORIO DE GAS ANORMALMENTE PRESURIZADO Y CON ENTRADA DE AGUA VW  Cwf * P *Vi





V  Vi  Cwf * P *V  We   wWP







Psc Pi  Vi P  Vi  C wf * P * Vi  We   wWP  Gp   Tsc Z i  Ti Z T

 



Psc Pi  Vi P  Vi 1  C wf P  We   wWP  Gp   Tsc Z i  Ti Z T 60





RESERVORIO DE GAS ANORMALMENTE PRESURIZADO Y CON ENTRADA DE AGUA

 



Psc Pi  Vi P  Vi 1  C wf P  We   wWP T  Gp   Tsc Zi Z







Psc Pi P P P  T  G p  Vi  Vi 1  C wf P  We   wWP Tsc Zi Z Z Z  Pi P Psc  T  G p  Vi   1  C wf P Tsc  Zi Z



61

 P P   We   wWP Z  Z



CONCLUSION P  a b  Gp Z





P 1  C wf P  a  bG p Z We   wWP P  1  C wf P  Z Vi



62



   a  bG p 

PROPIEDADES FISICAS DEL GAS NATURAL

g  10 4 KEXP ( xg y )

Ing. Elio Espindola Romero

μg= f(T, P, Mg, γg,)

Determinación de la Viscosidad del gas Correlación de Lee y Cols

PROPIEDADES FISICAS DEL PETROLEO

0.0

Ing. Elio Espindola Romero

VISCODIDAD DEL PETROLEO CP

Viscosidad del petróleo

Pb

Presión Psia

Pi

FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO T1 P1

Tsup Psup

Ing. Elio Espindola Romero

@ Superficie

Presión inicial

@ Yacimiento

Petróleo

Presión de burbujeo

Petróleo

BBL/BF

FACTOR VOLUMETRICO PETRÓLEO

Gas

1.0

Presión Psia

Pb

Pi

Presión Psia

Pbw

Ing. Elio Espindola Romero

Donde: P=psi T=°F

BBL/BF

FACTOR VOLUMETRICO AGUA

FACTOR VOLUMETRICO DEL AGUA

0.0

Presión de burbujeo

Presión inicial Ing. Elio Espindola Romero

RAZON GAS DISUELTO-PETRÓLEO PCS/BF

RAZON DE SOLUBILIDAD DEL GAS

Pb

Presión Psia

Pi

PROPIEDADES DEL GAS NATURAL, DEL CONDENSADO Y AGUA CORRELACIONES Y ECUACIONES DE ESTADO.

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

GAS

PETROLEO

SOLUBILIDAD DEL GAS

AGUA

Ing. Elio Espindola Romero

FACTOR VOLUMETRICO

Ing. Elio Espindola Romero