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Explotaci Explotaci ó ó n del Gas y n del Gas y Optimizaci Optimizaci ó ó n de la n de la Producci Producci ó ó n n Usando Análisis Nodal Balance de Materiales con entrada de agua 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 1400000 (Psc*Gp*Tr/Tsc)-Pf/Zf(Wi-WP*Bw+Giny) P/Z (PSI) Jos José Luis Rivero S. Luis Rivero S.

Explotacion Del Gas

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  • ExplotaciExplotacin del Gas y n del Gas y OptimizaciOptimizacin de la n de la

    ProducciProduccinnUsando Anlisis Nodal

    Balance de Materiales con entrada de agua

    0500

    100015002000250030003500400045005000

    0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 1400000

    (Psc*Gp*Tr/Tsc)-Pf/Zf(Wi-WP*Bw+Giny)

    P/Z

    (PSI

    )

    JosJos Luis Rivero S.Luis Rivero S.

  • EXPLOTACION DEL GAS Y OPTIMIZACION DE LA PRODUCCION

    METODOS ANALITICOS Y SOFTWARE

    Ing. Jose Luis Rivero SandovalPREPARADO POR:

    Santa Cruz, Septiembre - 2004

  • Presentacin

    Debido al crecimiento de la demanda de la energa en los distintos campos de la industria. El gas se convirti en una fuente de energa de rpido crecimiento. Por lo tanto su explotacin y su optimizacin de la produccin deben ser analizadas ms profundamente para obtener un buen desarrollo. El presente libro sobre la explotacin del gas y optimizacin de la produccin nos da una herramienta para el desarrollo de un campo gasifero, que depende mucho de la demanda y su mercado.

    La publicacin de este libro es muy importante en el mercado del gas para personas de habla hispana, debido a que la mayora de los libros y folletos estn publicados en el idioma Ingles. En el presente libro estamos presentando tres software para facilitar el desarrollo de un campo. Primeramente se estudia el reservorio luego optimizamos los pozos para tener una entrega de potencial que este de acuerdo a los requerimientos.

    Los tres programas presentados WELLGAS, BALANGAS, PRONOSGAS fueron

    programados en visual Basic, siguiendo paso a paso los clculos realizados, donde la aplicacin de formulas se muestran en el mismo programa, los cuales tratan de cubrir algunos concepto y mtodos de clculos que otros programas no lo tienen.

    Ing. Jose Luis Rivero [email protected] [email protected] Prohibida su Produccin Total o Parcial Resolucin Ministerial. No 1-416/2004

    Santa Cruz de la Sierra Bolivia Septiembre 2004

  • Agradecimientos

    Primeramente quiero agradecer a la Universidad Gabriel Rene Moreno y YPFB por el apoyo brindado para la cristalizacin y publicacin de este libro.

    Al Dr. Hugo Araujo por la revisin criteriosa del libro, comentarios y

    sugerencias, sobre el contenido y forma de presentacin de los diferentes captulos. Al Ing. Luis Kin por las contribuciones recibidas durante el proceso de

    confeccin del libro y la revisin de algunos captulos y sugerencias. Quiero tambin agradecer a los Ings. Gerardo Corcos, Javier Velarde, Joaqun

    Texeira, Ming. Jos Escobar por la colaboracin y sugerencias recibidas para la confeccin de este libro.

    A mis colegas y amigos Ings. Esteban Cabrera, Oscar Jalil por la transcripcin

    y ajustes de los programas realizados. Finalmente quiero agradecer a mi esposa Amaly por la comprensin, apoyo e

    incentivo para llegar a terminar este proyecto. Tambin quiero agradecer a mis hijos.

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin ------------------------------------------- 1

    Introduccin Sobre la base de la creciente demanda de energa en el mundo, el gas natural se convirti en una fuente de energa de rpido crecimiento en los ltimos aos, y se estima una proyeccin exponencial para las prximas dcadas, en cuanto a su participacin en el consumo total de energa.

    El mayor crecimiento registrado fue dado en el campo de la generacin de electricidad. Las turbinas a gas de ciclo combinado con las plantas de generacin, constituyen un ejemplo de la ms alta eficiencia econmica disponible y adems, el gas natural ambientalmente es ms atractivo, debido a que emite menos dixido de sulfuro y dixido de carbono que el petrleo o el carbn. En los pases industrializados, dadas estas ventajas econmicas ambientales, la proyeccin del crecimiento en su consumo es mayor que entre los combustibles tradicionales. Para los pases en desarrollo se espera que el gas natural, se utilice no solamente para la generacin de electricidad, si no tambin para otros usos tales como gas domiciliario y como combustible en el sector industrial y automotriz. En base a la experiencia obtenida con el transcursos de los aos en interpretaciones de pruebas de pozo, tanto para restituciones de cierre, como para pruebas de flujo, isocronal, isocronal modificada y flujo tras flujo, se ha observado que existe un mediano porcentaje de pruebas no representativas, debido a que durante la prueba no se analiz el caudal mnimo de gas para remover el lquido en el fondo ni se analiz las condiciones de flujo subcrticos con los cuales esta produciendo el pozo, dando resultados no representativos, creando criterios errneos o equivocados para desarrollar el reservorio. Por la importancia de este problema hemos planteado el desarrollo de un software llamado WELLGAS, que analiza la calidad de los datos de entrada evitando una mala interpretacin de la capacidad real del pozo, y as no sobre dimensionar los nmeros de pozos a perforar. Si obtenemos datos representativos de pozo vamos a tener pronsticos ms reales para cualquier desarrollo. En el captulo 10 mostramos el manual de aplicaciones para distintos reservorios de gas. El clculo de reserva es muy importante ya que nos da una idea general de la reserva disponible en el yacimiento, conociendo esta reserva podemos saber hasta cuando un reservorio es econmicamente rentable para explotarlo, de ah la importancia de tener valores precisos. En los mtodos de balance de materia comnmente usado P/z, mtodo de la lnea recta, el volumen de gas In-Situ es calculado en base a la linealidad de los puntos del balance que puede variar de acuerdo a los datos; algunas veces estos datos, de los historiales de presin vs. el acumulado de gas, no se encuentran sobre una lnea recta, debiendo contrapesar los datos, los cuales nos lleva a obtener distintos resultados del volumen In-Situ de acuerdo al criterio del analista. En el presente libro, captulo 7 (Balance de Materia para reservorio de gas) se propone un mtodo basado en la determinacin del Volumen In-Situ en funcin al tiempo, el cual no debe variar para las distintas producciones acumuladas, ahorrando la incertidumbre de tomar otros valores que puedan ser o no los correctos, los que pueden influenciar en nuestro anlisis econmico.

    Otro factor importante que se debe tomar en cuenta en el balance de materiales es el factor de compresibilidad bifsico para los reservorios de gas condensado, debido a la condensacin del gas por debajo de la presin de roco, en estos casos si tomamos p/z monofsico estamos sobreestimando nuestras reservas. Para evitar todos estos problemas planteados se propone un programa para el balance de Materia llamado BALANGAS estimando nuestras reservas en forma ms confiable. En el captulo 9, mostramos el proceso de un desarrollo ptimo de campo de gas dependiendo de su mercado y su demanda en funcin a su reserva recuperable, capacidad de entrega de cada pozo, y facilidades superficiales, como ser las presiones de planta o lnea. Unos de

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    los grandes problemas planteados es la prediccin de los caudales de entrega de gas, por pozo o por reservorio, en funcin al agotamiento natural del reservorio. Considerando que se lo debe entregar en un punto de venta con una presin especifica de lnea o planta y un poder calorfico definido a una presin de roco. En este libro, tambin estamos presentando un programa para el desarrollo de un campo llamado PRONOSGAS, que nos da la pauta del desarrollo de un campo gasfero, los nmeros de pozos que podemos perforar o intervenir de acuerdo a la reserva recuperable en funcin al agotamiento del reservorio. En el captulo 1, sealamos los conceptos bsicos del anlisis nodal para la optimizacin de la produccin, definiendo el sistema total y subdividiendo los distintos componentes para analizar la cada de presin en cada uno de ellos, determinando los cuellos de botella del sistema donde existe la mayor perdida de presin. En el captulo 2-3, clasificamos los fluidos en el reservorio en funcin al diagrama de fase (Presin- Temperatura) y a su relacin RGC, tambin se determina presin de Roco en funcin de la composicin del gas y datos de produccin, definiendo as los sistemas monofsico, bifsicos y multifsicos. En estos captulos mostramos las propiedades del gas natural y algunas de las correlaciones ms usadas dentro de la industria, como as tambin, se muestra las correlaciones del factor de compresibilidad para un sistema bifsico de gas condensado, con las coordenadas seudo criticas C7+ , que es muy importante en los clculos de balance de materia.

    En los captulos 4-5-6, se explica el anlisis de reservorio, los distintas tipos de pruebas y mtodos de interpretacin, determinando la relacin del ndice de productividad tanto para pozo vertical como horizontal, definiendo los factores que afectan al comportamiento del pozo con el tiempo. En estos captulos se analiza la cada de presin en las lneas de produccin para sistemas monofsico como tambin multifsicos, teniendo dos correlaciones importantes para la cada de presin en tubera vertical para un sistema monofsico. y una correlacin para el sistema multifsico. Con respecto a la lnea horizontal, estamos proponiendo las correlaciones ms utilizadas en el mercado al igual que para las restricciones o choques. En el capitulo 7-8, sugerimos un nuevo mtodo de Balance de materiales para determinar el volumen In-Situ en funcin al tiempo, ya que el volumen Inicial no varia con el tiempo de agotamiento, adems mostramos y comparamos 5 mtodos de entrada de agua para poder definir un buen comportamiento.

    En capitulo 9 presentamos el desarrollo de campo en funcin a los caudales de

    entrega o de contratos, en el capitulo 10 presentamos las distintas ecuaciones de estado y sus clculos y procedimientos en capitulo 11tenemos el muestreo y la validacin de los anlisis PVT y en el capitulo 12 mostramos la aplicacin practica y los ejemplo de aplicacin del programa en visual Basic.

    En general, el libro Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin, nos da el

    concepto esencial de Ingeniera de reservorio para la optimizacin y desarrollo de los reservorios de gas natural; tambin se presenta la optimizacin de la produccin en funcin al anlisis nodal para evaluar efectivamente un sistema completo de extraccin, considerando todos los componentes del pozo, comenzando por la presin de reservorio, incluyendo el flujo a travs del medio poroso, flujo a travs de las perforaciones, flujo a travs de las tuberas tanto vertical, horizontal, terminando en el separador. Siendo su objetivo principal el de optimizar la produccin variando los distintos componentes del sistema para un mejor rendimiento econmico.

    El desarrollo de un campo de gas no solo depende del reservorio y la caracterizacin de los pozos, si no tambin del equipamiento superficial (separadores, planta) con este libro sealamos la sensibilidad del reservorio con respecto al sistema de produccin, debido a que si no se tiene un sistema de produccin superficial adecuado no podemos obtener una mayor recuperacin del volumen In-Situ.

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    SUMARIO Pg. Introduccin 7 Captulo 1: Anlisis Nodal Pozos de Gas 1.1.- Introduccin al Anlisis Nodal 9 1.2 Anlisis del Sistema de Produccin 11 1.3 Nodo 12 1.3.1 Nodo Fijo 12 1.3.2 Nodo Comn 12 1.4 Elementos usados en el Sistema del Anlisis Nodal 13 1.4.1 Ubicacin de los Nodos Componentes 13 1.4.2 Componentes que Intervienen en el Anlisis Nodal 14 1.4.2.1Separador 14 1.4.2.2Lnea de Flujo Horizontal 14 1.4.2.3 Lnea de Flujo Vertical 14 1.4.2.4Choque Superficial 14 1.4.2.5Cabeza de Pozo 14 1.4.2.6Vlvula de Seguridad 14 1.4.2.7 Choque de Fondo 14 1.4.2.8Presin Fluyente 15 1.4.2.9Completacin o perforacin en el fondo 15 1.4.3 Presin Constante 15 1.4.4 Anlisis del Sistema en Fondo 15 1.4.5 Optimizacin de la Tubera de Produccin 15 1.4.6 Efecto de Agotamiento del Reservorio 17 1.5 Anlisis del Sistema Nodo en Cabeza de Pozo 18 1.6 Anlisis del Sistema en el Separador 19 1.7 Seleccin del Compresor 21 1.8 Anlisis del Sistema para pozos con restricciones Superficiales 22 Captulo 2: Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio 2.1 Introduccin 25 2.2 Diagrama de Fases (Presin Temperatura) 26 2.2.1. Propiedades Intensivas 26 2.2.2 Punto Crtico 26 2.2.3 Curva de Burbujeo 26 2.2.4 Curva de Roco 27 2.2.5 Regin de dos fases 27 2.2.6 Cricondenbar 27 2.2.7 Cricondenterma 27 2.2.8 Zona de Condensacin Retrgrada 27 2.2.9 Petrleo Saturado 27 2.2.10 Petrleo Bajo Saturado 27 2.2.11 Petrleo Supersaturado 28 2.2.12 Saturacin Crtica del Fluido 28 2.3 Clasificacin de los Reservorios 28 2.3.1 Reservorio de Petrleo 28 2.3.1.1Reservorio de Petrleo Subsaturado 29 2.3.1.2Reservorio de Petrleo Saturado 29 2.3.1.3Reservorio con Capa de Gas 29 2.3.2 Petrleo Negro 29 2.3.3 Petrleo Negro de bajo Rendimiento 30 2.3.4 Petrleo Voltil 31

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    2.3.5 Petrleo Cerca al Punto Critico 32 2.4 Reservorio de Gas 33 2.4.2 Reservorio de Condensacin Retrgrada 33 2.4.3 Reservorio de Gas Condensado cerca al punto Crtico 34 2.4.4 Reservorio de Gas Hmedo 35 2.4.5 Reservorio de Gas Seco 36 2.5 Correlaciones para determinar el Punto de Roco 36 2.5.1 Determinacin del Punto de Roco con la Composicin 36 2.5.2 Determinacin del Punto de Roco con datos de Produccin 38 2.6 Pruebas PVT 39 2.6.1 Tipos de Pruebas PVT 40 2.6.1.1Proceso a Composicin Constante 40 2.6.1.2Proceso a Volumen Constante 41 2.6.1.3Proceso de Liberacin Diferencial 41 Captulo 3 : Propiedades del Gas Natural 3.1 Introduccin a las Propiedades del Gas Natural 43 3.2 Gas Natural 43

    3.2.1.- Composicin del Gas Natural 43 3.2.2.- Comportamiento de los Gases Ideales 44 3.2.3.- Ley de los Gases Ideales 44 3.2.3.1Ley de Boyle 44 3.2.3.2Ley de Charles 44 3.2.3.3Ley de Charles y Boyle 45 3.2.3.4Ley de Avogadro 45 3.2.4 Ecuacin para los Gases Ideales 45 3.2.5 Mezclas de Gases Ideales 47 3.2.5.1Ley de Dalton 47 3.2.5.2Ley de Amagar 48 3.2.5.3Fraccin Volumtrica 48 3.2.5.4Peso Molecular Aparente 49 3.2.5.5Fraccin Molar 50 3.2.6 Densidad del Gas 50 3.3.1 Gases Reales 51 3.3.2 Mtodo de obtencin del factor de compresibilidad Z 55 3.3.3 Correlacin de Standing y Kats 56 3.3.4 Correlacin de Brill & Beggs 59

    3.3.5 Correlacin de Drank, Purvis y Robinson 60 3.3.6 Correlacin de Hall Yarborough 62 3.4.1 Factor Volumtrico del Gas 63 3.5.1 Compresibilidad Isotrmica del Gas Natural 64 3.5.1.1Compresibilidad para un Gas Ideal 64 3.5.1.2Compresibilidad para un Gas Real 65 3.6.1 Viscosidad del Gas Natural 65 3.6.1.1Determinacin de la viscosidad: Mtodo Carr, Kobayashi 66 3.6.1.2Determinacin de la viscosidad: Mtodo Lee, Gonzlez y Eakin 66 3.7.1 Factor de Compresibilidad para un Sistema Bifsico Gas Retrogrado 70 3.7.1.1Coordenadas Seudo crticas del C+7 71 3.7.1.2Coordenadas Seudo crticas de la Mezcla 72 3.8.1 Tensin Interfacial 72 3.8.1.1.-Tensin Interfacial Gas/Petrleo 72 3.8.1.2.- Tensin Interfacial Gas/Agua 73 Captulo 4: Anlisis de Reservorio 4.1 Introduccin 75

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    4.2 Ley de Darcy 76 4.2.1 Flujo Lineal 76 4.2.2 Flujo Radial 79 4.2.3 Flujo de Gas 79 4.3 Flujo en Estado de Equilibrio 81 4.3.1 Condiciones Semiestable 81 4.3.2 Ecuacin para Flujo Radial en Funcin al Pseudo Potencial 83 4.3.3 Capacidad de Entrega de un Pozo de Gas 85 4.3.4 Flujo Transiente en pozo de Gas 87 4.4 Tipo de Prueba 89 4.4.1 Prueba de Flujo tras Flujo 90 4.4.2 Prueba Isocronal 90 4.4.3 Prueba Isocronal Modificada 91 4.4.4 Prueba de Produccin 92 4.5 Mtodo de Interpretacin de Prueba 92 4.5.1 Mtodo Simplificado 92 4.5.2 Mtodo de Blount Jones and Glaze 94 4.5.3 Mtodo de Brar y Aziz 96 4.5.4 Mtodo Inercial LIT 99 4.6 Produccin Pozos Horizontales 105 4.6.1 Impacto del Dao en el Comportamiento de un pozo Horizontal106 4.6.2 Efectos de produccin de Agua y Permeabilidades relativas 107 4.6.3 Relacin del ndice de Productividad para un pozo Horizontal 108 4.6.4 Efecto del Dao de un pozo Horizontal 108 4.7 Factores que afectan la curva del comportamiento del pozo con el tiempo 109 4.7.1 Coeficiente C y la exponente n 110 4.7.2 Permeabilidad del Gas 110 4.7.3 Espesor de la Formacin 110 4.7.4 Viscosidad del Gas y el Factor de Compresibilidad 111 4.7.5 Radio de Pozo y Drene 111 4.7.6 Factor de Dao 111 4.8 Cada de la Presin a travs de las Perforaciones 111

    4.8.1 Perforaciones de Pozo y Efecto de dao 113 4.8.2 Dao cerca al pozo y las Perforaciones 117

    Captulo 5: Perdida de Presin en Lneas de Produccin 5.1 Introduccin 120 5.2 Ecuacin de Energa 121 5.3 Gradiente de Presin Total 124 5.4 Nmero de Reynolds 125 5.5 Rugosidad Relativa 125 5.6 Determinacin del Factor de Friccin 126

    5.6.1 Flujo Laminar de Fase Simple 127 5.6.2 Flujo Turbulento de Fase Simple 127 5.6.2.1Tuberas Lisas 128 5.6.2.2Tuberas Rugosas 129

    5.7 Flujo de Fase Simple 129 5.8 Flujo de dos Fases 130 5.8.1 Variable de Flujo de dos Fases 130 5.8.1.1Escurrimiento de Lquido HL 130 5.8.1.2Suspensin de Lquido L 131 5.8.1.3Densidad 131 5.8.1.4Velocidad 132 5.8.1.5Viscosidad 133 5.8.1.6Tensin Superficial 133 5.8.2 Modificacin de la ecuacin de la Grad.de Presin para flujo Bifsico 133

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    5.8.3 Modelo Velocidad Mnima para Remover el Lquido en el Fondo 134 5.8.4 Componente de Elevacin 136 5.8.5 Componente de Friccin 136 5.8.6 Componente de Aceleracin 137 5.9 Modelo de Flujo de dos fases 137 5.9.1 Clculo de la Presin Transversal 137 5.9.2 Determinacin de la Distribucin de Temperatura 138 5.10 Flujo en Pozos de Gas 139 5.10.1 Presin de Fondo 139 5.10.1.1Mtodo de la Presin y Temperatura Media (Esttica) 140 5.10.1.2Mtodo de Cullender y Smith (Esttica) 141 5.10.2 Presin Dinmica de Fondo 142 5.10.2.1Mtodo de la Presin y Temperatura Media (Dinmica) 143 5.10.2.2Mtodo de Cullender y Smith (Dinmica) 144 5.10.2.3Mtodo de Grey (Dinmica) 148 5.11 Flujo de Gas en lneas de Surgencia 151 Captulo 6 : Anlisis de Flujo de Gas a travs de los Choques 6.1 Introduccin 155 6.2 Clasificacin de los Choques 155

    6.2.1 Choques Superficiales 155 6.2.1.1Tipo Positivo 156

    6.2.1.2Tipo Ajustable 156 6.2.2 Choques de Fondo 156 6.2.2.1Tipo Fijo 156 6.2.2.2Tipo Removible 157 6.3 Factores que Influyen en el Choque 158 6.4 Modelos de Flujo 159 6.4.1 Flujo Subcrtico 160

    6.4.2 Flujo Crtico 160 6.4.2.1Pruebas de Flujo Crtico 160

    6.5 Flujo de Gas 162 6.5.1 Flujo simple Fase 162 6.5.2 Flujo dos Fases 163 Captulo 7: Balance de Materiales Reservorio de Gas 7.1 Introduccin 166 7.2 Ecuacin de Balance de Materia 167 7.3 Reservorio Volumtrico de Gas 170

    7.3.1 Reservorio Volumtrico Anormalmente Presurizado 172 7.3.1.1. Reservorio anormalmente Presurizado con Entrada de Agua 175

    7.4 Reservorio de Gas normal con Entrada de Agua 179 7.4.1 Mtodo de Cole para distinguir la actividad del acufero 181 7.4.2 Mtodo analtico de intrusin de agua basado en la Produccin 181 7.5 Linealizacin de la Ecuacin de Balance de Materiales 182 7.6 Balance de Materiales Propuesto 183 7.7 Reservorio de Gas Condensado no Retrogrado 189 7.7.1Clculo del Volumen de Gas Equivalente al Condensado 189 7.7.2Clculo del Volumen de vapor de Agua Equiv.al Agua Producida 190 7.8 Reservorio de Gas Condensado Retrogrado 191 7.9 Factor de Recuperacin 191 7.9.1. Factores de Recuperacin para reservorios Naturalmente fracturados 194 7.9.1.1. Clasificacin Geolgica 195 7.9.1.2. Sistema de Poros 195 7.9.1.3. Almacenaje de Hidrocarburos 195

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin ------------------------------------------- 7

    7.9.1.4. Iteracin Matriz Fractura 196 7.9.2. Compresibilidad de la Fractura 197 7.9.3. Reserva en reservorio Naturalmente Fracturado 198 7.10. Presin de Abandono 199 Captulo 8: Intrusin de Agua 8.1 Introduccin 202 8.2 Clasificacin de los Acuferos 202

    8.2.1. Clasificacin de los acuferos segn redimen de Flujo 202 8.2.2. Clasificacin de los Acuferos Segn su Geometra de Flujo 203 8.2.3. Clasificacin de los acuferos segn su extensin 204

    8.3 Determinacin de la Entrada de Agua 205 8.3.1. Modelo de Pote 205 8.3.2. Modelo de Van Everdingen & Hurst 208 8.3.2.1. Acufero Radial 208 8.3.2.2. Acufero Lineal 211 8.3.2.3. Efecto de Superposicin 212 8.3.2.4. Teora del Ajuste de la Entrada de Agua 213 8.4.1. Modelo de Fetkovich 214 8.5.1. Modelo de Carter Tracy 217 8.6.1. Modelo de Leung 218 8.6.1.1. Modelo Pseudo Permanente (PSS) 219 8.6.1.2. Modelo Pseudo Permanente Modificado (MPSS) 222 8.4 Comparacin de Modelos 230 Captulo 9: Desarrollo de un Campo de Gas 9.1 Introduccin 242 9.2 Reservas 242

    9.2.1 Comportamiento del Reservorio 243 9.2.2 Desarrollo del Campo 244

    9.3 Entrega de Potencial 245 9.4 Espaciamiento de Pozo 248 9.5 Capacidad de los Equipos de Produccin 249 9.5.1 Capacidad de la Lnea de Flujo 251 9.5.2 Capacidad de Compresin 251 9.5.3 Capacidad de lnea 252 9.6 Prediccin y Comportamiento del Reservorio 252 9.7 Optimizacin del Desarrollo del Campo 259 Capitulo 10: Ecuaciones de Estado para los Gases 10.1 Introduccin 262 10.2.-Ecuaciones de Estado de Van der Waals 262 10.3.-Ecuacin de estado Redlich-Kwong 267 10.4. Ecuacin de Estado de Soave-Redlich-Kwong y sus Modificaciones 270

    10.4.1.- Coeficiente de Iteracin Binario (Kij) 271 10.4.2.- Fugacidad 274 10.4.3.-Correcciones Volumtricas de la Ecuacin de Estado 276

    10.5.- Ecuaciones de Estado de Peng Robinson 276 10.6.- Variacin de la composicin de mezcla de Hidrocarburo con la Profundidad 284

    10.6.1.- Causa de la Variacin Composicinal 284 10.6.2.- Prediccin de la Baro difusin 285

    10.7.- Aplicacin en la simulacin de Reservorio 286 10.7.1.- Agrupamiento 287 10.7.1.1.-Esquema de Agrupamiento de WHITSON 287

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    10.7.2- Consideraciones Realizadas en el Agrupamiento 288 10.7.3.-Fraccionamiento (Splitting) Del C7+ 290

    10.7.3.1.-Metido de Katz 292 10.7.3.2.-Mtodo de Whitson 293 10.7.3.3.-Mtodo de Ahmed 294

    Capitulo 11: Muestreo y Validacin del Anlisis PVT 11.1. Introduccin 299 11.2. Toma de Muestras del Reservorio 299 11.3.- Recomendaciones para el Muestreo de Pozo 300 11.4.- Preparacin del Pozo para el Muestreo 300 11.5.-Tipo de Muestreo 301

    11.5.1.- Muestra de Fondo de Pozo 301 11.5.2. -Muestreo de Superficie 303 11.5.3- Ventaja y Desventaja de los Diferentes Tipos de Muestreo 304

    11.6- Proceso Realizados a las Muestra de Reservorio 305 11.7.- Estudios de los Fluidos del Reservorio 305 11.7.1.-Hoja de Informacin General 305 11.8.- Anlisis PVT del Petrleo 306 11.9.- Anlisis PVT de Gases y Condensado 307 11.10.- Recombinacin de Muestras 307 11.11.- Composicin 307 11.12.- Vaporizacin Flash 309

    11.12.1 Simulacin de las Pruebas a Composicin Constante 312 11.13.1.- Simulacin Liberacin Diferencial 320 11.14.1.- Agotamiento a Volumen Constante 325 11.14.2.- Simulacin del Proceso a Volumen Constante 326

    11.15.-Pruebas del Separador 330 11.15.1.-Procedimiento de Lab. Para una prueba de Separacin Instantnea 332

    11.16.- Viscosidad del Petrleo 333 11.17-. Viscosidad del Gas 333 11.18.-Validacin de las Pruebas PVT 333

    11.18.1- Consistencia 334

    Captulo 12: Manual y Aplicacin de los software (Este capitulo esta incluido en el CD adjunto) 12.1.-Introduccin 342 12.2.-Aplicacin del software WELLGAS

    12.2.1 Prueba isocronal para pozo de gas seco 344 12.2.2 Anlisis nodal para un pozo de seco con datos de reservorio 311 12.2.3 Anlisis Nodal Pozo de Gas Condensado 369 12.2.4 Anlisis nodal para Pozo de Gas Condensado Horizontal 382 12.3 Aplicacin del software BALANGAS 12.3.1 Reservorio Gas de Condensado Con entrada de Agua 396 12.3.2 Reservorio de Gas Cond. Con Entrada de Agua e inyeccin de Gas 412 12.4 Aplicacin de software PRONOSGAS

    12.4.1 Entrega de potencial para Reservorio de Gas con presin de planta426 12.4.2 Entrega de potencia para Reservorio Gas para distintas presiones de planta

    438 12.4.3 Entrega de potencial Reservorio Gas sin produccin Inicial

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin________________________________________9 1 ANLISIS NODAL

    1.1 Introduccin El anlisis nodal se define como la segmentacin de un sistema de produccin en puntos o nodos, donde se producen cambios de presin. Los nodos estn definidos por diferentes ecuaciones o correlaciones. El anlisis nodal es presentado para evaluar efectivamente un sistema completo de produccin, considerando todos los componentes del sistema comenzando por la presin de reservorio Pr y terminando en el separador, incluyendo el flujo a travs del medio poroso, flujo a travs de las perforaciones de terminacin, flujo a travs de la tubera de produccin con posibles restricciones de fondo, flujo por la lnea horizontal pasando a travs del estrangulador en superficie hacia el separador. El objetivo principal del anlisis nodal, es el de diagnosticar el comportamiento de un pozo, optimizando la produccin, variando los distintos componentes manejables del sistema para un mejor rendimiento econmico. Para que ocurra el flujo de fluidos en un sistema de produccin, es necesario que la energa de los fluidos en el reservorio sea capaz de superar las prdidas de carga en los diversos componentes del sistema. Los fluidos tienen que ir desde el reservorio hacia los separadores en superficie, pasando por las tuberas de produccin, equipos superficiales en cabeza de pozo y las lneas de surgencia. La Figura 1.1 muestra un sistema de produccin simple, con tres fases:

    1. Flujo a travs del medio poroso. 2. Flujo a travs de la tubera vertical o direccional. 3. Flujo a travs de tubera horizontal.

    La Figura 1.1 muestra todos los componentes del sistema en los cuales ocurren las prdidas de presin, que va desde el reservorio hacia el separador. wfsr ppp = 1 = Prdidas de presin en medios porosos. = Prdidas de presin a travs de la completacin. wfwfs ppp = 2 = Prdidas de presin a travs de las restricciones. DRUR ppp = 3 = Prdidas de presin a travs de la vlvula de DSVUSV ppp = 4 Seguridad. = Prdidas de presin a travs de choques DSCwh ppp = 5 Superficiales. = Prdidas de presin en lneas de flujo. SEPDSC ppp = 6 = Prdida de presin total en la tubera de produccin whwf ppp = 7 = Prdida de presin total en la lnea de flujo. SEPwh ppp = 8

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin________________________________________10

    Figura 1.1(Sistema de Produccin)

    La prdida total de presin en u sistema de produccin es el punto inicial Pr menos

    la presin final del fluido,

    n( )sepR PP . El anlisis de las figuras mencionadas, indican que esta presin es la suma de las prdidas de presin en cada componente que conforma el sistema. La presin en cada componente es dependiente del caudal de produccin, el caudal puede ser controlado por los componentes seleccionados, siendo por lo tanto muy importante la seleccin y el dimensionamiento de los componentes individuales en el estudio de un pozo especfico. El diseo final de un sistema de produccin debe ser analizado como una unidad, puesto que, la cantidad de gas fluyente desde el reservorio hasta superficie en un pozo depende de la cada de presin en el sistema.

    El caudal de produccin de un pozo puede muchas veces estar muy restringido por el comportamiento de uno de los componentes del sistema. El comportamiento total del sistema puede ser aislado y optimizado de manera ms econmica. Experiencias pasadas han mostrado que se gast una gran cantidad de dinero en estimular la formacin, cuando la capacidad de produccin del pozo es restringido, porque la tubera o lnea de flujo eran extremadamente pequeas. Otro ejemplo de error en el diseo de terminacin es sobredimensionar las tuberas. Esto ocurre frecuentemente en pozos que se espera un caudal de produccin muy alto y cuyo resultado no es el esperado. En esta prctica, no slo se invierte dinero en equipamiento innecesario, si no tambin se obtiene un escurrimiento en el pozo lo cual nos reduce la produccin.

    La Inter-relacin entre caudal y presin es aprovechada por el Anlisis Nodal para

    resolver muchos problemas que se presentan con la excesiva resistencia al flujo y las variaciones en el caudal durante la vida productiva del pozo, en la etapa de surgencia

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin________________________________________11 natural o en la del levantamiento artificial. En este trabajo, estudiaremos la etapa de surgencia natural.

    1.2.-Anlisis del Sistema de Produccin

    La optimizacin de la produccin en pozos de gas y petrleo para un Sistema de Produccin llamado tambin Anlisis Nodal, tiene como objetivo el mejorar las tcnicas de terminacin, produccin y rendimiento para muchos pozos. Este tipo de anlisis fue propuesto por Gilbert en 1954, discutido por Nind en 1964 y Brown en 1978.

    Se darn algunas definiciones sobre el Anlisis del Sistema de Produccin de autores reconocidos en la industria del petrleo y gas:

    En 1978, Kermit E. Browi, El Sistema de Anlisis Nodal esta diseado para combinar varios componentes de pozos de petrleo y gas como as tambin predecir los caudales y optimizar los componentes de un sistema

    En 1979, Joe Mach, Eduardo Proao, Kermit E. Brownii, Un Sistema de Anlisis Nodal fu presentado para evaluar efectivamente un sistema completo de produccin. Son considerados todos los componentes, comenzando desde la presin de reservorio y finalizando en el separador.

    En 1985, Kermit E. Brown, James F. Leaiii, Anlisis Nodal fu definido como un sistema de optimizacin de pozos de petrleo y gas, y es utilizado como una herramienta excelente para evaluar a fondo un sistema completo de produccin y optimizar el caudal de flujo objetivo.

    En 1987, R.M Frear Jr., and J.P. Yu and J.R. Blairiv, Anlisis Nodal es un anlisis de sistema que puede ser utilizado para optimizar un sistema de produccin en pozos de petrleo y gas. Cada componente en un pozo de un sistema de produccin es incluido y analizado para aumentar el caudal y analizar mejor rentabilidad econmica.

    En 1991, H. Dale Beggsv, Un Sistema de Anlisis Nodal, es un mtodo muy flexible que puede ser utilizado para mejorar el desempeo de muchos sistemas de pozos. Para aplicar un procedimiento de anlisis de un sistema de un pozo, es necesario calcular la cada de presin que ocurrir en todos los componentes del sistema mencionados en la figura 1.1.

    Desde que el Anlisis Nodal TM fue propuesto, la esencia del contenido se mantiene. Podemos observar en los conceptos presentados anteriormente por los distintos autores en diferentes pocas, que el avance y desenvolvimiento en la tecnologa de la computacin, permite hacer clculos exactos y rpidos de algoritmos complejos y proporciona resultados fcilmente entendidos, adems que este tipo de anlisis se vuelve popular en todo tipo de pozos de petrleo y gas. El Anlisis Nodal, es el procedimiento de anlisis que requiere un sistema. Primero, la colocacin de los nodos, que se pueden encontrar en diferentes partes del pozo. Segundo, la generacin del grfico nodal, presin en el nodo versus el caudal como una herramienta visual para determinar los parmetros dominantes del pozo. Estas curvas generadas independientemente para cada segmento, son interceptadas en un punto que indica la capacidad productiva del sistema para un caso particular de componentes. (ver Figura 1.2). El anlisis de esta figura muestra que la curva de flujo de entrada (inflow) representa las presiones (aguas arriba) del nodo y la curva de flujo de salida (outflow) representa las presiones (aguas abajo) del nodo.

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin________________________________________12

    Optimizacin del Dimetro de Tubera

    0100020003000400050006000700080009000

    0,00 2,00 4,00 6,00 8,00 10,00 12,00Caudal de Gas MMpcd

    Pres

    in

    psi

    Inflow Tuberia 2.445 Ouflow Linea de 3

    Curva de Salida

    Curva de Entrada

    Caudal de mximode Operacin

    Figura 1.2 (Determinacin de la capacidad de flujo)

    1.3- Nodo Un nodo es el punto donde existe un cambio en el rgimen o direccin de flujo. Los cuales se pueden dividir en nodo Comn y nodo fijo. 1.3.1.1 Nodo Fijo Son los puntos terminales e inicial del sistema de produccin, donde no existe una cada de Presin. 1.3.2.1 Nodo Comn Este es el nombre que recibe una seccin determinada de un sistema de produccin donde se produce una cada de presin, las cadas de presin estn expresadas por ecuaciones fsicas o matemticas que relacionan la presin y caudal. La Figura 1.3 muestra los nodos comn y fijos que se utilizan con ms frecuencia. Todos los componentes aguas arriba del nodo, comprenden la seccin de flujo de entrada (inflow), en cuanto a la seccin de flujo de salida (outflow) agrupa todos los componentes aguas abajo. Es importante notar que para cada restriccin localizada en el sistema, el clculo de la cada de presin a travs del nodo, como una funcin del caudal, esta representado por la misma ecuacin general:

    nQP=

    Una vez el nodo es seleccionado, se realiza un balance de presiones que representan al nodo: Entrada (Inflow) al nodo:

    ( nodoR ParribaaguasscomponentePP = . ) EC.(1.1) Salida (Outflow) del nodo:

    ( nodosep PabajoaguasscomponentePP ) =+ . EC.(1.2)

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin________________________________________13 Estas relaciones deben cumplir los siguientes requisitos:

    1) El caudal que ingresa al nodo debe ser igual al de salida. 2) Solamente existe una presin en el nodo.

    1.4 .- Elementos usados en el Sistema del Anlisis Nodal Considerando las variadas configuraciones de pozos de un sistema de produccin, estos elementos, tambin llamados componentes, pueden ser muchos debido a que existen sistemas muy complejos de terminacin. Los ms comunes estn representados en la Figura 1.3. 1.4.1.- Ubicacin de los Nodos componentes Observando la Figura 1.3, podemos determinar las posiciones de los nodos componentes ms comunes, siendo estos modificados de acuerdo a necesidades y requerimientos del sistema de produccin o polticas de produccin adoptadas. Nodo Posicin Tipo 10 Lnea de Petrleo al Tanque Fijo 9 Lnea de venta de gas Fijo 8 Separador Fijo 7 Lnea de Flujo Horizontal Comn 6 Choque Superficial Comn 5 Cabeza de Pozo Fijo 4 Restricciones o choque de fondo Comn 3 Tubera Vertical o Inclinada Comn 2 Vlvula de Seguridad Comn 1 Presin Fluyente de Reservorio Fijo

    Fig. 1.3 (Componentes del sistema de produccin)

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin________________________________________14 1.4.2 .- Componentes que intervienen en el Anlisis Nodal En funcin a la necesidad que se tiene de cada uno de los elementos que intervienen como componente de un sistema de produccin, definiremos la funcionalidad de los ms importantes. 1.4.2.1.- Separador. En el proceso de separacin de petrleo y gas en los campos, no existe un criterio nico para establecer las condiciones ms adecuadas de produccin ptima de los equipos. El anlisis nodal TM, esta orientado a obtener ciertos objetivos puntuales que nos den condiciones de mxima eficiencia en el proceso de separacin; obteniendo de esta manera:

    Alta eficiencia en el proceso de separacin de gas Petrleo Mayor incremento en los volmenes de produccin Incremento en la recuperacin de lquido Disminucin de costos por compresin Estabilizacin de gas-condensado

    1.4.2.2.- Lnea de Flujo Horizontal. Este componente, es el que comunica la cabeza del pozo con el separador y donde el fluido presenta un comportamiento que obedece a las condiciones adoptadas para el sistema de produccin de los pozos. El tratamiento del componente para flujo horizontal, puede ser analizado usando las diversas ecuaciones y correlaciones presentadas por investigadores que han estudiado la incidencia, que puede tener este componente, sobre el conjunto del sistema en su interrelacin con los dems nodos. 1.4.2.3.- Lnea de Flujo Vertical. Este componente es el que comunica el fondo del pozo con la superficie, donde el fluido presenta un comportamiento que obedece a las condiciones de presin y temperatura, que estn de acuerdo a la profundidad. En este componente existe la mayor prdida de energa del sistema, que va desde el 20 al 50 % de acuerdo a la relacin gas / condensado y corte de agua. 1.4.2.4.- Choque Superficial. Es el que controla la produccin del pozo con el cual se puede aumentar o disminuir el caudal de produccin, siendo que en este componente se produce una presin diferencial que puede ser calculada con una de las muchas ecuaciones para choques o estranguladores. 1.4.2.5.- Cabeza de Pozo. Es un punto del sistema en el que se produce el cambio de direccin, de flujo vertical a flujo horizontal, y de donde se toma el dato de la presin de surgencia para conocer la energa de produccin del pozo, siendo tambin un punto crtico que es tomado en cuenta para su anlisis dentro del sistema. 1.4.2.6.- Vlvula de Seguridad. Este componente, es un elemento que se instala en la tubera vertical y que opera en cualquier anormalidad del flujo que puede ocurrir en el transcurso de la produccin, siendo vital para la seguridad operativa del pozo. 1.4.2.7.- Choque de fondo. De acuerdo a la necesidad de elevar la presin o controlar la energa en el flujo de la lnea vertical, as como tambin, tener una presin de aporte y elevacin controlada, se procede a la bajada de este tipo de restriccin, por lo que se va producir una presin diferencial en la que se tendr una cada de presin que a su vez puede ser calculada.

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin________________________________________15 1.4.2.8.- Presin fluyente. Esta es muy importante para el sistema, ya que de ella depende toda la capacidad de la instalacin que se desea conectar al reservorio a travs del pozo y as producir todo el campo. Esta presin, es medida en el fondo del pozo y tomada en el punto medio del nivel productor. Su determinacin se la hace en una forma indirecta utilizando herramienta mecnica o electrnica de toma de presin, o tambin se la puede calcular utilizando correlaciones. 1.4.2.9.- Completacin o Perforaciones en el Fondo. Este nodo es muy importante en el sistema de produccin debido a que comunica el reservorio con el pozo, y de l depende mucho el potencial de entrega de pozo, debido a la disminucin del rea por donde debe pasar el fluido, la cual puede ser expresada por correlaciones. 1.4.3.- Presin Constante El nodo 8, ubicado en un sistema de produccin en el separador, establece que existen dos presiones que no estn en funcin del caudal de produccin del reservorio. La presin de separacin es usualmente regulada a una presin de entrega de gas, planta o la presin de

    succin del compresor nodo 8. Por lo tanto, la presin del separador ( )sepP ser constante para cualquier caudal de flujo. La presin del reservorio ( )RP , nombrada por el nodo 1, ser tambin considerada constante en el momento de la prueba o anlisis. El balance de presin para el nodo en el choque se puede definir como: ( ).....Pr horzPtubPchoquevertPtubPcompletesPsep = EC.(1.3) 1.4.4.- Anlisis del sistema en el fondo de pozo

    Si colocamos el nodo solucin en el fondo de pozo, esto nos permite aislar el reservorio de las tuberas tanto vertical como horizontal; dando la posibilidad de estudiar varios efectos, podemos estudiar la sensibilidad al dimetro de tubera manteniendo los parmetros de reservorio constante y la sensibilidad de los parmetros de reservorio como la permeabilidad, dao, conductividad. Ver Figuras 1.5 y 1.6. La ecuacin de flujo de entrada y salida respectivamente son: ( )....Pr PperfvertPtubPchoquehorzPtubPeserv sep ++++= EC.(1.4) Entrada =Salida 1.4.5 Optimizacin de la tubera de produccin

    Uno de los componentes ms importantes en un sistema de produccin, es la sarta de produccin. Debido a que cerca del 50 % de la prdida total de presin en un pozo de gas puede ocurrir por la movilizacin de los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie. Un problema comn en los proyectos de completacin, es el seleccionar un tamao de tubera de produccin basados en critrios totalmente irrelevantes, como por ejemplo, el tamao que se tiene disponible en almacn. La seleccin del tamao de la tubera de produccin debe ser hecha en base a datos disponibles, ya sea pruebas de

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin________________________________________16

    Sensibilidad al Dao de Formacin

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    3000

    3500

    4000

    4500

    5000

    0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0 45,0 50,0

    Caudal de Gas MMPCD

    Pres

    in

    Psi

    Dao 3,5

    Dao 10

    Dao 0

    Out f low

    Figura 1.5 (Sensibilidad al Dao de Formacin)

    Sensibilidad de la Permeabilidad

    0

    1000

    2000

    3000

    4000

    5000

    6000

    7000

    8000

    9000

    0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0

    Caudal de Gas MMPCD

    Pres

    in

    Psi

    permeabilidd 23 md

    Permeabilidad 50 md

    out f low

    permeabilidad 100 md

    Figura 1.6 (Sensibilidad a la Permeabilidad del Reservorio)

    Formacin o datos de reservorio, lo cual no es posibles hacerlos en pozos

    exploratorios por falta de informacin confiable.

    A medida que el rea de flujo vertical se incrementa, las velocidades de flujo disminuyen pudiendo llegar a generar que las condiciones de flujo sean inestables e ineficientes, esto ocasiona que se forme un escurrimiento de lquido, formndose la acumulacin de lquido en el fondo del pozo, que podra ocasionar el ahogo o muerte del pozo. Una situacin similar se presenta en pozos de baja productividad y dimetro excesivo de tubera, (Figura 1.7). Por el contrario, en las tuberas de produccin muy pequeas el caudal de produccin es restringido a causa de la prdida excesiva de friccin.

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin________________________________________17

    Un problema comn que ocurre en la completacin de pozos de alto potencial, es el de instalar tuberas de produccin con dimetros excesivos para mantener la seguridad. Esto con frecuencia es contraproducente, ya que disminuye la vida til de los pozos, a medida que la presin del reservorio decrece, los lquidos comienzan a escurrirse por falta de velocidad del gas para arrastrar los lquidos en fondo.

    La respuesta de la capacidad de produccin con la variacin del rea de flujo, es muy importante para poder definir el dimetro de tubera que se deba bajar a un pozo, ya que para dos dimetros distintos de tubera obtendremos distintos caudales. Por ejemplo, si

    tenemos un dimetro mayor a , el caudal aumenta un porcentaje con respecto al

    caudal ; quiere decir, que estamos frente a un pozo restringido por el comportamiento

    de flujo de salda (outflow). La severidad de la restriccin, depender del porcentaje del incremento del caudal con un cambio del tamao de la sarta. Por el contrario, para un

    el caudal es aproximadamente igual al caudal , no se justificarn el costo de

    una inversin para un cambio de tamao de tubera ver ( Figura 1.7.)

    2d 1d 2q1q

    12 dd 2q 1q

    Optimizacin de Tubera Vertical y Lnea Horizontal

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    3000

    3500

    4000

    4500

    5000

    0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70

    Caudal (MMPCD)

    Pres

    in

    (psi

    a)

    Diametro: 2,445

    Diametro: 2

    Diametro: 3

    Diametro: 4

    Diametro: 4

    Diametro: 3

    rocio

    Figura 1.7 (Sensibilidad a los dimetros tubera y lnea de produccin) 1.4.6- Efecto de Agotamiento del Reservorio

    Al aislar los componentes de las tuberas tanto vertical como horizontal, podemos observar el efecto de Agotamiento del reservorio, con su disminucin de su capacidad productiva, conforme transcurre el tiempo. Teniendo en cuenta los cambios de la relacin gas-condensado RGC y el corte de agua.

    Las intersecciones de las curvas aguas arriba y aguas abajo para las mismas condiciones de la presin de reservorio, da como resultado las capacidades de produccin para esta relacin ( ver figura 1.8 ).

    Mantener la produccin en un caudal constante, implicara una disminucin de la presin de fondo fluyente a medida que la presin del reservorio declina. Existen dos formas para lograr esto:

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin________________________________________18

    la primera, es instalando un compresor para reducir la presin del separador. la segunda, es instalando una lnea de flujo y tuberas de mayor dimetro para

    disminuir la cada de presin en el sistema de tuberas.

    Agotamiento de Reservorio

    0

    1000

    2000

    3000

    4000

    0 2 4 6 8 10 12 14

    Caudal (MMPCD)

    Pres

    in

    (psi

    a)

    Presin: 3694

    Presin: 2000

    Presin: 1500

    Presin: 1300

    Rel Agua:

    Figura 1.8 (Agotamiento de Reservorio)

    1.5.- Anlisis del Sistema Nodo en Cabeza de Pozo

    Con la ubicacin del nodo de solucin en la cabeza del pozo ( nodo 5 ), la lnea de flujo horizontal esta aislada facilitando el anlisis de cambio de dimetro de la misma y de la cada de presin en la lnea o conducto.

    Nuevamente el sistema total es dividido en dos componentes, constituyendo el

    separador y la lnea de flujo horizontal como un componente, y el reservorio ms la sarta de tubera vertical como un segundo componente; ver la figura 1.9 muestra, el primer componente. La lnea de flujo empieza con la presin de separacin incrementandose, la presin en la lnea de acuerdo a la prdida de presin debido a los efectos de friccin y aceleracin, determinandose la presin final en cabeza de pozo para mover el caudal asumido. La Figura 1.10, muestra el segundo componente del sistema; la linea de flujo empieza con la presion de reservorio, la cual va disminuyendo de acuerdo a las restrinciones encontradas, primeramente, se debe descontar la prdida de presin obtenida en las perforaciones en el caso que el pozo este completado, luego se descuenta la prdida de presin por elevacin, friccin y aceleracin obtenida en la tubera vertical encontrando la presin en cabeza para cada caudal asumido. Las tablas de clculos de las prdidas de presin y los procedimientos de clculos los mostramos, ms explcitamente, en el captulo 5 de este libro. La presin del nodo para este caso esta dada por: Entrada (Inflow) al nodo:

    tubresRwh PPPP = EC.(1.5)

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin________________________________________19 Salida (Outflow) de nodo:

    lfsepwh PPP += EC.(1.6)

    Procedimiento de clculo:

    Asumir varios valores de , y determine el correspondiente de los mtodos de inflow performance.

    scq wfP

    Determine la presin de cabeza del pozo, correspondiente para cada y determinada en el paso 1.

    whP scq wfP

    Trazar un grfico . scvswh qP Utilizando una presin fija de separador y las ecuaciones en las tuberas de flujo,

    calcular para varios caudales de flujo asumidos. whP Trazar un grfico en el mismo grfico que en el paso 3. La interseccin

    da solamente el valor de y para un dimetro de lnea que ira a satisfacer

    ambos subsistemas.

    scvswh qP

    whP scq

    1.6.- Anlisis del Sistema en el Separador

    Con la ubicacin del nodo en el separador se puede dividir el sistema en dos componentes, para optimizar la presin de separacin, con los distintos dimetros de choques en el caso de que existan. El primer componente del sistema es el separador. El segundo componente del sistema muestra el reservorio, tubera y lneas de flujo. La Figura 1.12 nos muestra el efecto de la presin de separacin para los distintos choques y el mximo caudal que podramos obtener. La solucin es obtenida haciendo el grfico

    , como calculado para la relacin: scvssepqP sepP

    lftubresRsep PPPPP = EC.(1.7) Procedimiento de clculo:

    Comenzar con la presin de reservorio para calcular la presin de fondo fluyente

    correspondiente para cada caudal asumido.

    Determinar la presin de cabeza para cada y del paso 1, haciendo uso de una correlacin de flujo vertical.

    wfP scq

    Con la presin de cabeza del paso 2, establecer la presin del separador , respectiva y permisible para cada caudal.

    sepP

    Trazar un grfico y determinar para varios valores de . scvssep qP scq sepPAl igual que en el punto anterior 1.5, estos procedimiento y clculos, los mostramos

    ms explcitamente en el capitulo 5.

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin________________________________________20

    Figura 1.9 Componentes de separador y lnea de flujo horizontal

    Figura 1.10 Componentes del reservorio y tubera vertical

    El incremento o reduccin de presin del separador, esta ligado al comportamiento

    del sistema de tubera y en particular a la lnea de flujo. Al disminuir la presin del separador se logra un incremento en el caudal del pozos y para los pozos de alta productividad se ve reflejado mucho mejor. Muchas veces existe el criterio errneo de producir un pozo bajo condiciones de flujo subcrtico, siendo mejor producir bajo condiciones crticas eliminando el efecto de contrapresion del separador al reservorio, dejando baches de lquido en el fondo.

    En pozos con baja productividad, el componente restrictivo puede ser el mismo reservorio y un cambio de presin del separador tendr un efecto insignificante sobre el caudal, porque adicionales cadas de presin ofrecen pequeos incrementos en la produccin.

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin________________________________________21

    Sensibilidad del choque en el Separador

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    3000

    3500

    0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

    Caudal (MMPCD)

    Pres

    in

    (psi

    a)

    Nro. Choque 10 Nro. Choque 30 Nro. Choque 36 Nro. Choque 40

    Figura 1.11 (Efecto de presin en el separador para distintos choques) 1.7.- Seleccin del Compresor

    La seleccin y el dimensionamiento de un compresor para aumentar la capacidad productiva de un sistema de pozos, requieren conocer la presin de succin y descarga requerida, adems del volumen de gas para la venta y la distancia donde se debe entregar el gas, que es usualmente fijada. En base a todos estos datos requeridos, determinamos la descarga y succin del compresor que esta en funcin al caudal de gas.

    La presin del separador controla la presin de succin del compresor y est directamente relacionada con la potencia del compresor (HP) estimada de la siguiente manera:

    ( ) ( )( )qnRHP n123= EC.2.8 Donde:

    absoluta

    absoluta

    succindeesinadescdeesincompresindelacinR

    PrargPrRe ==

    etapasdenmeron = Para R > 4.5 use 2 etapas Para R > 20 use 3 etapas

    MMpcsdq =

    El siguiente procedimiento, es usado para determinar los parmetros de diseo necesarios y la potencia requerida para entregar una cantidad de gas a una presin fijada en la lnea de venta

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin________________________________________22

    Comenzar con la RP , determine para varios valores de usando el procedimiento para determinar el efecto de la presin del separador.

    sepP scq

    Trazar un grfico scvssep qP Comenzar con la presin de lnea de venta, determine la presin de descarga

    requerida en el compresor, para varios valores de caudal de flujo. disP Trazar un grfico en el mismo grfico tal como fue usado en el paso 2.

    La interseccin de estas curvas da la capacidad de flujo o de entrega. scvsdis qP

    Seleccione valores de y determine los valores de , y

    para cada .

    scq disP sepP

    sepdis PPP = scq Determinar la relacin de compresin requerida R , y la potencia requerida por el

    compresor HP .

    1.8.- Anlisis del Sistema para pozos con Restricciones Superficiales

    La Figura 1.12 muestra una descripcin fsica del pozo con un choque de superficie instalado. Puesto que el choque de cabeza esta usualmente representado por el nodo 2 de acuerdo a la ubicacin de los nodos, mostrada en la Figura 1.3, es seleccionado para resolver el problema y determinar los caudales posibles para diferentes dimetros de choque. La solucin es dividida en dos partes:

    1.-La primera parte, sigue exactamente el procedimiento descrito en la seccin 1.5 (anlisis del sistema nodo en cabeza de pozo). En este caso, el desempeo de la curva

    vertical del IPR representar la presin aguas arriba del nodo 5, (presin de cabeza

    que controla el caudal) y el desempeo de la curva del segmento horizontal, la presin

    aguas abajo del nodo 5 (presin necesaria para mover el fluido al separador). As

    mismo, hemos considerado que no existe cada de presin en el nodo, y que el caudal que se predice es donde la presin aguas arriba es igual a la presin aguas abajo

    , ver Figura 1.12. Sin embargo, sabemos que el choque crear una cada

    de presin en el nodo funcional 5 para cada caudal.

    whP

    DP

    ( Dwh PP = )

    2.-La segunda parte se aboca a encontrar esta cada de presin, P para luego hacer un grfico qvsP elaborado sobre la base de los clculos del desempeo del choque.

    La cada de presin para diferentes choques y caudales, se obtiene de la figura 1.13

    y se hace un grfico qvsP . Para diferentes dimetros de choques, calcular la presin de cabeza asumiendo varios

    caudales. Tabular estos datos en una tabla, incluyendo adems los valores de cada de presin

    entre presin de cabeza, requerida para mover el caudal asumido a travs del choque y la presin downstream necesaria para mover el fluido al separador.

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin________________________________________23

    Los P tabulados son plasmados en coordenadas cartesianas, para mostrar el comportamiento del choque se muestra en la Figura 1.13 para diferentes dimetros de choques.

    Las curvas del comportamiento del sistema nos indican el P requerido para varios caudales, tomando en cuenta el sistema completo desde la salida al separador. Las curvas de desempeo del choque revelan un P creado para un conjunto de caudales considerando diferentes tamaos de choques. Los puntos de interseccin de las P creadas y requeridas representan las soluciones posibles. Por ejemplo, el caudal obtenido a travs de la configuracin de un pozo sin restricciones, caer en un cierto porcentaje con la instalacin de un choque en cabeza de un dimetro particular. Al igual que en inciso 1.5, detallados se muestran en el capitulo 6.

    Determinacin de Caudales por diferentes Choques Presin de Separacin 1200 psi

    0

    2000

    4000

    6000

    8000

    0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

    Caudal Gas MMPCD

    Pre

    sion

    Psi

    Delta de Presion ck 20 Achond ck 24 Achondck 28 Achond ck 32 Achond ck 36 AchondPresion fondo fluyente Linea Horizontal Presion Cabeza

    Figura 1.13 (Comportamiento total del sistema incluyendo optimizacin de choque)

  • Explotacin del Gas y Optimizacin de la Produccin________________________________________24 Referencias Bibliogrficas

    Gas Production Operations H. Dale Beggs

    The Technology of Artificial Lift Methods Kermit E. Brown, Volume 4

    Production Optimization of Oil and Gas Wells by Nodal Systems Analysis Production Optimization, Using Nodal Analysis H. Dale Beggs

    Manual de Anlisis de Pozos Dowell-Schlumberger

    Subsurface Engineering Exxon Company, U.S.A. Technical Services Training.

    Nodal System Analysis of Oil and Gas Wells, By Kermit E. Brown, and James F.

    Lea, SPE 14014

    A Nodal Approach for Applying Systems Analysis to the Flowing and Artificial Lift Oil or Gas Well, By Joe Mach, Eduardo Proao, Kermit E. Brown, SPE 8025

    Nodal System Analysis of Oil and gas Wells, By Kermit E. Brown, and James F.

    Lea, SPE 14014

    1 The Technology of Artificial Lift Methods Kermit E. Brown, Volume 4 Production Optimization of Oil and Gas Wells by Nodal Systems Analysis, pag. 87 2 A Nodal Approach for Applying Systems Analysis to the Flowing and Artificial Lift Oil or Gas Well, By Joe Mach, Eduardo Proao, Kermit E. Brown, SPE 8025 3 Nodal System Analysis of Oil and gas Wells, By Kermit E. Brown, and James F. Lea, SPE 14014 i The Technology of Artificial Lift Methods Kermit E. Brown, Volume 4 Production Optimization of Oil and Gas Wells by Nodal Systems Analysis, pag. 87 ii A Nodal Approach for Applying Systems Analysis to the Flowing and Artificial Lift Oil or Gas Well, By Joe Mach, Eduardo Proao, Kermit E. Brown, SPE 8025 iii Nodal System Analysis of Oil and gas Wells, By Kermit E. Brown, and James F. Lea, SPE 14014 iv Application of Nodal Analysis in Appalachian Gas Wells, By R.M Frear Jr., Stonewall Gas Co., and J.P. Yu and J.R. Blair, West Virginia U., SPE 17061 v Production Optimization, Using Nodal Analysis, By H. Dale Beggs, 1991, pag. 7

  • Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------25

    2 Clasificacin de los fluidos en el Reservorio 2.1 Introduccin

    Las acumulaciones de gas y de petrleo ocurren en trampas subterrneas formadas por caractersticas estructurales, estratigrficas o ambas. Por fortuna, estas acumulaciones se presentan en las partes ms porosas y permeables de los estratos, siendo estos principalmente areniscas, calizas y dolomitas, con las aberturas nter granulares o con espacios porosos debido a diaclasas, fracturas y efectos de soluciones. Por lo que un yacimiento est definido, como una trampa donde se encuentra contenido el petrleo, el gas, o ambas como mezclas complejas de compuestos, como un solo sistema hidrulico conectado cuyas caractersticas no solo depende de la composicin sino tambin de la presin y temperatura a la que se encuentra. Muchos de los yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidrulicamente a rocas llenas de agua, denominadas acuferos, como tambin muchos de estos yacimientos se hallan localizados en grandes cuencas sedimentarias y comparten un acufero comn.

    La temperatura de un reservorio es determinada por la profundidad y el comportamiento del fluido en un reservorio es determinado por su composicin relacin PVT. En un reservorio se tiene diferentes clases de fluido, las cuales mostramos en tabla 2.1. Las temperaturas crticas de los hidrocarburos ms pesados son ms elevadas que los componentes livianos. De all la temperatura crtica de la mezcla de un hidrocarburo predominantemente compuesto por componentes pesado, es ms alta que el rango normal de temperatura en el reservorio. Tabla 2.1 Caractersticas y composicin de los diferentes tipos de

    Fluido en el reservorio Componente Petrleo Petrleo

    Voltil Gas y

    Condensado Gas seco

    C1 45.62 64.17 86.82 92.26 C2 3.17 8.03 4.07 3.67 C3 2.10 5.19 2.32 2.18 C4 1.50 3.86 1.67 1.15 C5 1.08 2.35 0.81 0.39 C6 1.45 1.21 0.57 0.14

    C7+ 45.08 15.19 3.74 0.21 PM C7+ 231.0 178.00 110.00 145.00

    Dens. Relativa 0.862 0.765 0.735 0.757

    Color del

    Lquido

    Negro Verdoso

    Anaranjado Oscuro

    Caf Ligero Acuoso

    Cuando la presin de reservorio cae por debajo del punto de saturacin, el diagrama de fase del fluido original no es representativo, ya que el gas y lquido son producidos a razones diferentes a la combinacin original, resultando un cambio en la composicin del fluido. La segregacin gravitacional de las dos fases con diferentes densidades tambin podra inhibir el contacto entre las dos fases previendo el equilibrio en el reservorio.

    25

  • Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------26

    Los reservorios de hidrocarburos son clasificados de acuerdo a: La composicin de la mezcla de hidrocarburos en el reservorio. La presin y temperatura inicial del reservorio. La presin y temperatura de produccin en superficie.

    El comportamiento termodinmico de una mezcla natural de hidrocarburos, puede ser

    utilizado para propsitos de clasificacin, tomando como base del diagrama del comportamiento de las fases. 2.2.- Diagrama de Fases (Presin- Temperatura)

    Un tpico diagrama de Temperatura y Presin es mostrado en la Figura 2.1. Estos diagramas son esencialmente utilizados para:

    Clasificar los reservorios. Clasificar naturalmente el sistema de hidrocarburos. Describir el comportamiento de fases del fluido.

    La Figura 2.1 presenta los siguientes elementos: La curva llamada envolvente de

    fases, que resulta de unir las curvas de punto de burbuja y punto de roco que muestra la mezcla para diferentes temperaturas; curvas que se unen en el punto denominado crtico. La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones, la primera llamada regin de lquidos, est situada fuera de la fase envolvente y a la izquierda de la isoterma crtica. La segunda llamada regin de gases, se encuentra fuera de la fase envolvente y esta a la derecha de la isoterma crtica; La tercera y ltima, encerrada por la fase envolvente, se conoce como regin de dos fases, en esta regin, se encuentran todas las combinaciones de temperatura y presin en que la mezcla de hidrocarburo puede permanecer en dos fases en equilibrio, existiendo dentro de ella, las llamadas curvas de calidad, que indican un porcentaje de total de hidrocarburo que se encuentra en estado lquido y gaseoso. Todas estas curvas inciden en un punto crtico. Se distinguen, adems, en el mismo diagrama, la cricondentrmica y la cricondenbrica, las cuales son la temperatura y la presin mximas, respectivamente, que en la mezcla de hidrocarburos pueden permanecer en dos fases en equilibrioi.

    Para un mejor entendimiento de la Figura 2.1 se darn todas las definiciones y algunos conceptos bsicos asociados con el diagrama de fases.

    2.2.1- Propiedades intensivas.- Denominados a aquellos que son independientes de la

    cantidad de materia considerada como ser: la viscosidad, densidad, temperatura, etc. funcin principal de las propiedades fsicas de los lquidos.

    2.2.2- Punto Crtico.- Es el estado a condicin de presin y temperatura para el cual las

    propiedades intensivas de las fases lquidas y gaseosas son idnticas, donde cuya correspondencia es la presin y temperatura crtica.

    2.2.3- Curva de Burbujeo (ebullicin) .- Es el lugar geomtrico de los puntos, presin temperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase lquida a la regin de dos fases, siendo este estado el equilibrio de un sistema compuesto de petrleo crudo y gas, en la cual el petrleo ocupa prcticamente todo el sistema excepto en una cantidad infinitesimal de gas.

    El yacimiento de punto de burbujeo se considera cuando la temperatura normal est debajo de la temperatura crtica, ocurriendo tambin que a la bajada de la presin alcanzar el punto de burbujeo.

    26

  • Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------27

    Figura 2.1 (Diagrama de fase (Presin Temperatura))

    2.2.4- Curva de roco (condensacin) .- Es el lugar geomtrico de los puntos, presin

    temperatura, en los cuales se forma la primera gota de lquido, al pasar de la regin de vapor a la regin de las dos fases. El punto de roco es anlogo al punto de burbuja, siendo el estado en equilibrio de un sistema que est compuesto de petrleo y gas, lugar en la cual el gas ocupa prcticamente todo el sistema dando excepcin a cantidades infinitesimales de petrleo.

    2.2.5- Regin de dos fases.- Es la regin comprendida entre las curvas de burbujeo y

    roco (cricondenbara y cricondenterma). En esta regin coexisten en equilibrio, las fases lquida y gaseosa.

    2.2.6- Cricondenbar .- Es la mxima presin a la cual pueden coexistir en equilibrio un

    lquido y su vapor. 2.2.7- Cricondenterma .- Es la mxima temperatura a la cual pueden coexistir en

    equilibrio un lquido y su vapor. 2.2.8- Zona de Condensacin Retrgrada .- Es aquella cuya zona est comprendida

    entre los puntos de las curvas cricondenbar y cricondenterma (punto crtico y punto de roco), y que a la reduccin de presin, a temperatura constante, ocurre una condensacin.

    2.2.9- Petrleo Saturado .- Es un lquido que se encuentra en equilibrio con su vapor

    (gas) a determinada presin y temperatura. La cantidad de lquido y vapor puede ser cualesquiera. En este sentido la presin de saturacin es la presin a la cual lquido y vapor estn en equilibrio. En algunos casos la presin de burbujeo o presin de roco puede usarse sinnimamente como presin de saturacin.

    2.2.10-Petrleo Bajo Saturado .- Es el fluido capaz de recibir cantidades adicionales de

    gas o vapor a distintas condiciones de presin y temperatura, en un fluido no

    27

  • Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------28

    saturado, la disminucin de la presin no causa liberacin de gas existentes en solucin en el fluido.

    2.2.11-Petrleo Supersaturado.- Es aquel fluido que a condiciones de presin y

    temperatura que se encuentra, tiene una mayor cantidad de gas disuelto que el que le correspondera en condiciones de equilibrio.

    2.2.12-Saturacin crtica de un Fluido.- Es la saturacin mnima necesaria para que

    exista escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento.

    Inicialmente toda acumulacin de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende slo de la composicin de la mezcla. De acuerdo a esto, los yacimientos de hidrocarburos se encuentran inicialmente, ya sea en estado monofsico (A, B, y C) o en estado bifsico (D), de acuerdo con la composicin relativa de sus presiones y temperaturas en los diagramas de fases.

    Cuando la presin y la temperatura iniciales de un yacimiento caen fuera de la regin de dos fases pueden comportarse: 1.- Como yacimientos normales de gas (A), donde la temperatura del yacimiento excede el cricondentrmico. 2.- Como yacimiento de condensado retrgrado (de punto de roco) (B), donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crtica del punto cricondentrmico. 3.- Como yacimientos de petrleo bajo-saturado (de punto burbujeo) donde, la temperatura del yacimiento est debajo de la temperatura crtica.

    Cuando la presin y la temperatura iniciales del yacimiento caen dentro de la regin de dos fases pueden comportarse: 1.- Como yacimientos de petrleo saturado, donde, existe una zona de petrleo con un casquete de gas. 2.- Como yacimiento de petrleo saturado sin estar asociados a un casquete de gas, esto es, cuando la presin inicial es igual a la presin de saturacin o de burbujeo. La presin y temperatura para este tipo de yacimientos se localizan exactamente sobre la lnea de burbujeo (E). 2.3.- Clasificacin de los reservorios

    Se aclara que el estado fsico de un fluido de yacimiento generalmente vara con la presin, pues la temperatura es esencialmente constante. Es prctica comn clasificar a los yacimientos de acuerdo a las caractersticas de los hidrocarburos producidos y a las condiciones bajo las cuales se presenta su acumulacin en el subsuelo. As, tomando en cuenta las caractersticas de los fluidos producidos, se tienen reservorios de:

    Reservorio de Petrleo Reservorio de Gas

    2.3.1.- Reservorio de Petrleo Si la temperatura del reservorio T es menor que la temperatura crtica Tc del fluido

    del reservorio, el reservorio es clasificado como reservorio de petrleo. Dependiendo de la

    28

  • Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------29

    presin inicial del reservorio , los reservorios de petrleo pueden ser subclasificados en las

    siguientes categoras: 1P

    2.3.1.1. Reservorio de Petrleo Subsaturado

    Si la presin inicial del reservorio Pi, es mayor a la presin de burbuja estamos frente a un reservorio subsaturado la cual est representada en la Figura 2.2 por el punto 1, la cual es mayor que la presin del punto de burbuja, Pb, y la temperatura esta por bajo de la temperatura critica del fluido del reservorio. 2.3.1.2.- Reservorio de Petrleo Saturado

    Cuando la presin inicial del reservorio est en el punto de burbuja del fluido del reservorio, como mostramos en la Figura 2.2, punto 2, el reservorio es llamado reservorio saturado de petrleo.

    2.3.1.3.- Reservorio con Capa de Gas

    Si la presin inicial del reservorio es menor que la presin en el punto de burbuja del fluido del reservorio, como indica en el punto 3 de Figura 2.2, el reservorio es predominado por una capa de gas en la zona de dos fases, la cual contiene una zona de lquido o de petrleo con una zona o capa de gas en la parte superior.

    Figura 2.2 (Diagrama de Fase (Presin y Temperatura))

    En general el petrleo es comnmente clasificado en los siguientes tipos:

    Petrleo negro Petrleo de bajo rendimiento Petrleo de alto rendimiento (voltil) Petrleo cerca al punto crtico

    2.3.2.- Petrleo Negro

    El diagrama de fase nos muestra el comportamiento del petrleo negro en la Figura 2.3, en la cual se debe notar qu lneas de calidad son aproximadamente equidistantes

    29

  • Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------30

    caracterizando este diagrama de fase de petrleo negro. Siguiendo la trayectoria de la reduccin de presin indicada por la lnea vertical EF, la curva de rendimiento de lquido mostrado en la Figura 2.4, que es el porcentaje de volumen lquido en funcin de la presin. La curva de rendimiento de lquido se aproxima a la lnea recta, excepto las presiones muy bajas. Cuando el petrleo negro es producido normalmente se tiene una relacin gas petrleo entre 200 1500 PCS/STB y la gravedad del petrleo esta entre 15 40 API. En el tanque de almacenamiento el petrleo normalmente es de color marrn a verde oscuro.

    Figura 2.3 (Diagrama de Fase petrleo negro (Presin y Temperatura))

    Figura 2.4 (Curva del rendimiento lquido para petrleo negro)

    2.3.3.- Petrleo Negro de bajo rendimiento

    El diagrama de fase para un petrleo de bajo rendimiento es mostrado en la Figura 2.5. El diagrama es caracterizado por las lneas de calidad que estn espaciadas estrechamente cerca de la curva de roci. En la curva de rendimiento de lquido (Figura 2.6) se muestra las caractersticas de rendimiento de esta categora de petrleo. Las otras propiedades de este tipo de petrleo son:

    Factor volumtrico de la formacin de petrleo menor que 1,2 bbl/STB Relacin Gas Petrleo menor que 200 pcs/STB Gravedad del petrleo menor que 35 API Coloracin negro

    30

  • Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------31

    Recuperacin substancial de lquido a condiciones de separacin como es indicado por el punto G sobre el 85% de lnea de calidad de la Figura 2.5

    Figura 2.5 (Diagrama de fase para petrleo de bajo Rendimiento)

    Figura 2.6 (Curva de Rendimiento para bajo rendimiento de Petrleo)

    2.3.4.- Petrleo Voltil

    El diagrama de fase para un petrleo voltil (alto rendimiento) es dado en la Figura 2.7. Observndose que las lneas de calidad estn juntas y estrechas cerca del punto de burbuja y estn ms ampliamente espaciadas a bajas presiones. Este tipo de petrleo es comnmente caracterizado por un alto rendimiento de lquido inmediatamente por debajo del punto de burbuja como es mostrado en la Figura 2.8. Las otras propiedades caractersticas de este petrleo comprenden:

    Factor volumtrico de la formacin menor que 2 bbl/STB Relacin Gas Petrleo entre 2000 3200 PCS/STB Gravedad del petrleo entre 4,5 55 API Baja recuperacin de lquido a las condiciones de separador como es indicado

    en el punto G en Figura 2.7. Color verdoso para naranja

    31

  • Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------32

    Figura 2.7 (Diagrama de fase para petrleo voltil de alto rendimiento)

    Figura 2.8 (Curva de rendimiento de liquido para petrleo voltil)

    2.3.5.- Petrleo Cerca al punto crtico

    Si la temperatura de reservorio Tr esta cerca de la temperatura Tc del sistema de hidrocarburo mostrado en la Figura 2.9, la mezcla de hidrocarburos es identificada como petrleo cerca al punto crtico. Porque todas las lneas de calidad convergen al punto crtico, una cada de presin isotrmica (como se muestra en la lnea vertical EF, Figura 2.9), puede llevar del 100% de petrleo del volumen poral de hidrocarburo a condiciones iniciales al 55 % de petrleo al punto de burbuja si decae la presin en un valor de 10 a 50 psi por debajo del punto de burbuja, el comportamiento caracterstico de encogimiento de petrleo cerca al punto crtico es mostrado en la Figura 2.10. Este petrleo es caracterizado por un alto GOR ms de 3000 PCS/STB con un factor volumtrico mayor a 2.0 bbl/STB. Las composiciones de este tipo de petrleo son normalmente caracterizado por 12,5 a 20 %mol de heptano plus, 35% o ms de etano a travs de hexano y el resto en metano.

    32

  • Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------33

    Figura 2.9 (Diagrama de fase para petrleo cerca al punto crtico)

    Figura 2.10 (Curva de rendimiento de lquido para petrleo cerca al punto crtico)

    2.4.1.- Reservorio de Gas

    Con el advenimiento de las perforaciones profundas han sido descubierto yacimientos de gas a alta presin con propiedades materialmente diferentes de aquellos yacimientos de gas seco anteriormente encontrados. El fluido del yacimiento esta compuesto predominantemente por metano, pero se encuentra cantidades considerables de hidrocarburos pesados.

    Si la temperatura de reservorio es mayor que la temperatura crtica del fluido, el reservorio es considerado un reservorio de gas. Los reservorios que producen gas natural pueden ser clasificados, esencialmente, en cuatro categoras y estas son: 2.4.2.- Reservorio de Condensacin Retrgrada de Gas

    Si la temperatura del reservorio Tr est entre la temperatura crtica Tc y la cricondentrmica Tct del fluido el reservorio, es clasificado como reservorio de condensacin retrgrada.

    El fluido existe como un gas a las condiciones iniciales del reservorio, cuando la

    presin de reservorio declina a una temperatura constante, la lnea del punto de roco es

    33

  • Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------34

    cruzada y se forma el lquido en el reservorio. Este lquido tambin se forma en el sistema de tubera en el separador debido al cambio de presin y temperatura. ii.

    Considrese que las condiciones iniciales de un reservorio de condensacin

    retrgrada de gas es presentado por el punto 1 del diagrama de fases (presin temperatura) de la Figura 2.11, la presin del reservorio est por encima de la presin del punto de roco, el sistema de hidrocarburo, el reservorio muestra una fase simple (fase vapor). Cuando la presin de reservorio declina isotrmicamente durante la produccin, la presin inicial (punto 1) cae al (punto 2) que es la presin declinada y esta por encima del punto de roco; existe una atraccin entre molculas de los componentes livianos y pesados, ocasionando su movimiento por separado, esto origina que la atraccin entre los componentes ms pesados sean ms efectivos de esta manera el lquido comienza a condensarse.

    Este proceso de condensacin retrgrada, contina con la precisin decreciente antes de que llegue a su mximo condensacin de lquido econmico en el punto 3. La reduccin en la presin permite a las molculas pesadas comenzar el proceso de vaporizacin normal. Este es un proceso para lo cual pocas molculas de gas golpean la superficie lquida y causan que ms molculas entren a la fase lquida. El proceso de vaporizacin continua cuando la presin de reservorio est por debajo de la presin de roci.

    2.4.3.- Reservorio de Gas-Condensado cerca al punto crtico

    Si la temperatura de reservorio esta cerca de la temperatura crtica, como es mostrado en la Figura 2.12, la mezcla de hidrocarburo es clasificado como reservorio de gas condensado cerca del punto crtico. El comportamiento volumtrico de esta categora de gas natural es descrita a travs de la declinacin isotrmica de presin como se muestra en la lnea vertical 1 3 en la Figura 2.12. Todas las lneas de calidad convergen en el punto crtico, un aumento rpido de lquido ocurrir inmediatamente por debajo del punto de roco como la presin es reducida en el punto 2, este comportamiento puede ser justificado por el hecho de que varias lneas de calidad son cruzadas rpidamente por la reduccin isotermal de presin.

    Figura 2.11 (Diagrama de fase para reservorio de gas con condensacin retrograda)

    34

  • Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------35

    Figura 2.12 (Diagrama de fase para reservorio de gas condensado cerca del punto crtico)

    2.4.4.- Reservorio de Gas-Hmedo

    El diagrama de fase correspondiente a un reservorio de gas hmedo, se presenta en la Figura 2.13, en ella se puede observar que la temperatura del reservorio es mayor que la cricondetrmica de la mezcla, por tal razn nunca se integran las dos fases en el reservorio, nicamente existe la fase gaseosa en el reservorio, si el reservorio es agotado isotrmicamente a lo largo de la lnea vertical A B.

    El gas producido fluye hacia la superficie, y por ende, la presin y la temperatura de

    gas declinar..El gas entra en la regin de dos fases, en la tubera de produccin debido a los cambios de presin y temperatura y a la separacin en la superficie. Esto es causado por una disminucin suficiente en la energa cintica de molculas pesadas con la cada de temperatura y su cambio subsiguiente para lquido a travs de fuerzas atractivas entre molculas.

    Cuando estos fluidos llevados a superficie entran en la regin de dos fases,

    generando relaciones gas petrleo entre 50000 y 120000 PCS/ BBLS, l liquido recuperable tiende a ser transparente, con densidades menores de 0.75 gr/cm3 .iii y los contenidos de licuables en el gas son generalmente por debajo de los 30 Bbls/MMPC. Estos yacimientos se encuentran en estado gaseoso cuya composicin predomina un alto porcentaje de metano que se encuentra entre 75-90 % aunque las cantidades relativas de los componentes ms pesados son mayores que en el caso del gas seco.

    Figura 2.13 (Diagrama de fase para reservorio de gas hmedo)

    35

  • Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------36

    2.4.5.- Reservorio de Gas-Seco

    Este ltimo tipo de reservorio es lo que se conoce como reservorio de gas seco, cuyo diagrama se presenta en la Figura 2.14. Estos reservorios contienen principalmente metano, con pequeas cantidades de etano, propano, y ms pesados, el fluido de este reservorio entran en la regin de dos fases a condiciones de superficie, durante la explotacin del reservorio. Tericamente los reservorios de gas seco no producen lquido en la superficie, por ende, la diferencia entre un gas seco y un gas hmedo es arbitraria y generalmente en sistemas de hidrocarburos que produzcan con relaciones gas petrleo mayores de 120000 PCS/ Bbls se considera gas seco. 1

    Figura 2.14 (Diagrama de fase para reservorio de gas Seco)

    2.5 Correlaciones para determinar el punto de Roco

    En un desarrollo o explotacin de un campo gasfero es muy importante conocer la presin de roco para evitar los problemas de condensacin retrgrada, ya que el mismo sobre lleva una mala explotacin del reservorio y por ende una baja recuperacin de condensado con incidencias econmicas no recomendables. Por lo tanto, para explotar un reservorio gasfero la presin de reservorio no deber caer por debajo de la presin de roco debido a la condensacin del gas en el reservorio. Si la presin de reservorio es igual a la presin de roco se debera realizar una inyeccin de gas seco para bajar el punto de roco.

    Para la determinacion del punto de roco existen dos correlaciones existente en la industria petrolera una correlacin esta hecha en base a la composicion de fluido y a las propiedades del c7+ La segunda correlacin basada en los datos de produccin de reservorio usualmente disponible. Pero ninguna de estas correlaciones remplazara al estudio PVT de los fluidos si se dispone de ellas, las mismas que debern ser analizadas para ver el grado de representatividad del fluido. 2.5.1.- Determinacin del punto de roco con la composicin del gas

    La prediccin de la presin de roco no es ampliamente practicado debido a la complejidad del comportamiento de la fase retrgrada, es necesario la determinacin experimental de la condicin del punto de rocoiv.Sage y Olds, y Et al presentaron distintas correlaciones para determinar la presin de roci para varios sistemas de condensado.

    36

  • Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------37

    La presin de punto de roco es estimada utilizando la correlacin generada por Nemeth y Kennedy, que utiliza la composicin y temperaturav. Esta se describe como esa presin en la cual los fluidos condensados iniciaran la cada de la primera gota de lquido fuera de la fase gaseosa.

    ([] [ ]

    ++++++++++++++

    +++++++= +

    KMJMIMHLGLFLETD

    CMethCDenCBNHexNPenIPenBut

    NIButpropEthMethSHCONA

    pd3232

    100/7100/

    *******

    )002,0(%%*7*%%%)

    %%%2%%*4,02%2%2%*2,0

    exp D

    onde: A = *10^-2 B = 6,6259728 0623054,2 C = 3104670559,4 x D = 4100448346,1 x E = 2102673714,3 x F = 3106453277,3 x G = 5104299951,7 x H = -0,11381195 I = 4102476497,6 x J = 6100716866,1 x K = 10,746622 L = ( )( )++ 77 MWCC M = ( )0001,077 +++ DenCMWC = +7DenC +

    +++

    7%%*7342,0%*7217,0%*7068,0%*6882,0

    CNDecNNonNOctNHep

    = +7MWC +

    +++

    7%%*3,142%*3,128%*2,114%*2,100

    CNDec

    NNonNOctNHep

    = +7%C NDecNNonNOctNHep %%%% +++ = +7C 100% 7+C La correlacin de Nemeth y Kennedy, es muy sensible a la concentracin de los

    compuestos de gas ms pesados. Muchos anlisis de gas normalmente agrupan los componentes ms pesados en un solo valor. El usuario conseguir un clculo mucho mejor de la presin del punto de roco utilizando una suposicin adecuada para propagar componentes ms pesados y repetir ms estrechamente el verdadero anlisis de gas.

    El rango de propiedades usada para desarrollar esta correlacin incluyen presiones de roci que van de 1000 a 10000 psi y temperatura que van de 40 a 320 o F y un amplio rango de composicin de reservorio. La correlacin nos pueden predecir la presin de roci en un rango de seguridad de +/- 10% para condensado que no contienen gran cantidad de no hidrocarburo.

    Ejemplo Prctico No1. Se tiene la composicin del gas y se desea conocer la presin de roco. Se tiene una muestra recombinada cuya composicin presentamos en la tabla 2.1 la presin inicial de reservorio 3916 psi gravedad API en el tanque es 58 Tr = 200 oF.

    37

  • Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------38

    71189.0%%*7342,0%*7217,0%*7068,0%*6882,0

    77 =

    +++= ++ C

    NDecNNonNOctNHep

    CDen

    ([] [ ]

    ++++++++++++++

    +++++++= +

    KMJMIMHLGLFLETDCMethCDenCBNHexNPenIPenBut

    NIButpropEthMethSHCONA

    pd3232

    7

    *******

    )002,0(%%*7*%%%)

    %%%2%%*4,02%2%2%*2,0

    exp =2334

    psi

    04.121%%*3,142

    %*3,128%*2,114%*2,10077 =

    +++= ++ C

    NDecNNonNOctNHep

    MWC

    2.5.2.- Determinacin del punto de roco basado en datos de produccin de campo.

    Esta correlacin est basada en un paper presentado en Calgary Canad (SPE 75686) Denominada Correlacin para determinar la presin de roco y C7+ para reservorio de Gas Condensado en base a pruebas de produccin. y parmetros que usualmente se dispone.

    Este mtodo primeramente se basa en calcular el %C7+ en funcin a la relacin de Gas/Condensado en la teoria el autor presenta dos correlaciones las cuales son: Primera Correlacin %C7+ =f(GCR)

    %C7+ =(GCR/70680)-0.8207

    Segunda Correlacin %C7+ =f(GCR, SGg)

    %C7+ =10260*(GCR*SGg)-0.8499

    Correlacin del punto de Roco Pd = f(GCR, %C7+,API, Tr)

    ( )

    = +

    +

    75 7*6*43

    7

    2

    *8**1kk CkTrK

    K

    K

    d APIKCGCRKp

    Los valores de las constantes son las siguientes:

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  • Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------39

    Nomeclatura %C7+ Porcentaje de heptano superior Pd Presin de roco ( psi ) GCR Relacin Gas Condensado (pc/bbl) SGg Gravedad especifica del gas del separador aire=1 Tr Temperatura de Reservorio (oF ) Ki Coeficiente de regrecin Ejercicio No2 determinar la presin de roco con los siguientes datos de produccin Tr =183 F Relacin Gas/Condensado 42711pc/bbls, API 58.8, SGg=0.65

    2.6 Pruebas PVT Los fluidos encontrados en yacimientos petrolferos son esencialmente mezclas

    complejas de compuestos hidrocarburos, que contienen con frecuencia impurezas como nitrgeno, dixido de carbono y sulfuro de hidrgeno. La tabla 2.1 presenta