3. PP-412 Digrama de Fases - Tipos de yacimientos

GAS NATURAL Y
CONDENSADOS I
PPPP-412
Ing. William Navarro
Pcdb
Pc C
Tcdt
Gas Seco
Tc
Pcdb
Tc
Tcdt
Gas Condensado
Pc (Pcdb)
C
Tc
Tcdt
Petróleo Volatil
PRESIÓN
Diagrama de Fases
para diferentes
tipos
de Crudos y Gases
Pc C
Pcdb
Tc (Tcdt)
Pc
C
Petróleo Negro
TEMPERATURA
Diagrama de Fases Generalizado de un
Gas Condensado
PRESIÓ N Lpca
A
C
O
JE
U
RB
U
E B DO
D
A Q UI
V
R
Í
CU 0 % L
O
D
I
0
U
1
O
ÍQ
L
D
I
%
U DO
Q
80
Í
L
UI
Q
%
6 0 0 % LÍ
O R
D
4
I
U
Q
Í
L
IO
%
C
0
2
RO
E
D
A
V
R
S
CU % G A
100
TEMPERATURA °F
T
Parámetros para Clasificar Yacimientos en Base
a la Mezcla de Hidrocarburos
A) Medidos en Campo:
• Presión
• Temperatura
• RGP
• Gravedad API
• Color del Líquido de tanque
B) Medidos en laboratorio:
• Se usan muestras
representativas
• Simulan comportamiento de
fluidos durante agotamiento
isotérmico de presión.
Clasificación de los Yacimientos en base a los
hidrocarburos que contienen
YACIMIENTOS
DE GAS
1. Gas Seco
2. Gas Húmedo
3. Gas Condensado
YACIMIENTOS
DE PETRÓLEO
1. Petróleo Volátil
(Alto Encogimiento)
2. Petróleo Negro
(Bajo encogimiento)
a. Liviano
b. Mediano
c. Pesado
d. Extrapesado
Composición típica de mezclas provenientes de
yacimientos de hidrocarburos
COMPONENTE
GAS
SECO
GAS
HÚMEDO
GAS
CONDENSADO
PETRÓLEO
VOLÁTIL
PETRÓLEO
NEGRO
C1
96.0
90.0
75.0
60.0
48.83
C2
2.0
3.0
7.0
8.0
2.75
C3
0.5
2.0
4.5
4.0
1.93
iC4 – nC4
0.5
2.0
3.0
4.0
1.60
iC5 – nC5
-
1.0
2.0
3.0
1.15
C6
-
0.5
2.5
4.0
1.59
C7+
-
1.5
6.0
17.0
42.15
MC7+
-
115
125
180
225
RGL, PCN/BN
-
26000
7000
2000
625
Líquido
°API
de Tanque Color
-
60°
60°
55°
55°
50°
50°
34.3°
34.3°
-
Incoloro
Amar. claro
Amar. claro
Amarillo
Amarillo
Oscuro
Negro
YACIMIENTOS DE GAS SECO
• La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a
condiciones de yacimiento y superficie
• Temperatura del yacimiento muy superior a la cricondentérmica
• Contenido de C1>90% y C5+<1%
• Solo a temperaturas criogénicas (<-100°F) se puede obtener cierta
cantidad de líquidos de estos gases
Separador
Diagrama de fases de un Gas Natural
YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO
• Gas en el yacimiento
• Dos fases en superficie
• No presenta condensación retrógrada
• RGL > 15000 PCN/BN (Regularmente: 50-100 MPC/BN)
• Contenido de Líquido < 30 BN/MMPCN
• °API > 60° (Líquido proveniente del Gas)
• Líquido de tanque: Incoloro
Wet Gas
Separador
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
• Gas en el yacimiento
• Dos fases en superficie
• Presenta condensación retrógrada
• Tc < Ty <Tcdt
• RGL > 3200 PCN/BN
• °API > 40 – 45°
• % C1 > 60
• % C7+ < 12.5
• Ligeramente coloreado – Amarillo claro
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
• Clasificación
Riqueza
GPM
BN/MMPCN
Alta
14.6
348
> 300
Media
9.4
224
200 - 300
Baja
7.3
173
100 – 200
Pobre
4.0
97
< 100
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
A single dense phase
Dew point
Maximum liquid
drop-out
Region of
retrograde
condensation
Dew point
Single gas phase
CONDENSADO
• Líquido del Gas Condensado que se encuentra en el
yacimiento en fase gaseosa
• Gravedad API: 40 – 60°. Se han encontrado condensados
con 29 – 30 °API
• Color: generalmente incoloro – amarillo claro
• Fuera de la Cuota OPEP
DEFINICIÓN DE CONDENSADOS DESPUÉS DE
LA REUNIÓN DE VIENA
“Definición Aprobada”
“Naturally ocurring condensates are those hydrocarbons
that exist in the single gaseous phase in reservoirs whose
original temperature falls in the range from he critical
temperature to the maximum temperature at which two
phases can co-exist (cricondentherm). Those hydrocarbons
must only be produced from wells completed in gas
condensate reservoirs and become liquid at standard
conditions of temperature and pressure”.
DEFINICIÓN OPEP DE YACIMIENTO DE GAS
CONDENSADO
• Límite Superior
• API : 50° ó mayor
• RGL : 5000 PCN/BN o mayor
• %C7+: 3.5 ó menor
• Límite Inferior
• API : 45°
• RGL : 5000 PCN/BN
• %C7+ : 8
• Prueba Adicional
• Destilación ASTM D-86
90% cond. a T ≤ 650 °F
Efecto de la Gravedad
°API sobre la Presión
de Rocío Retrógrada
Efecto de la Relación GasCondensado sobre la
Presión de Rocío
Retrógrada
Efecto de la Temperatura
sobre la Presión de
Rocío Retrógrada
Comportamiento Retrógrado de un Gas
Condensado
Revaporización de Condensado al
presurizar con gas yacimientos
agotados de Gas Condensado
Diagrama de fases de los fluidos de un Yacimiento de
Gas Condensado con Zona de Petróleo (Pierna)
YACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTIL
• La mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase líquida
en el yacimiento y en dos fases en superficie
• Altas proporciones de componentes ligeros e intermedios
• Temperatura del yacimiento ligeramente menor que la
crítica
• El agotamiento isotérmico de presión produce alto
encogimiento del crudo (hasta 45%)
• El gas liberado puede ser del tipo Gas Condensado
• % C7+ > 12.5
• % C1 < 60
YACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTIL
Separador
Diferencias entre Yacimientos de Gas Condensado y Petróleo
Volátil
Gas Condensado
Petróleo Volátil
Tc < Tyac < Tcdt
Gas en el yacimiento
Presenta Pto. de Rocío
% C7+ < 12.5
% C1 > 60
Líquido de tanque incoloroamarillo claro
RGPi > 3200 PCN/BN
Tyac ≤ Tc
Líquido en el Yacimiento
Presenta Pto. de Burbujeo
% C7+ > 12.5
% C1 < 60
Líquido de tanque amarilloamarillo oscuro
1750 ≤ RGPi < 3200
PCN/BN
YACIMIENTOS DE PETRÓLEO DE BAJA VOLATILIDAD
• Líquido en el yacimiento
• Líquido y Gas en la superficie
•
•
•
•
•
% C7+ > 20
% C1 < 50
Ty < Tc
RGP < 1750 PCN/BN
Petróleo de tanque
Color
°API
• Bo < 1.5 BY/BN
Negro
Menor de 40°
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON ZONA DE
PETRÓLEO
Petróleo en el
Punto de
Burbujeo
(30-40° API)
Gas Condensado
en el Punto de
Rocío
Acuífero
Durante el agotamiento de presión ocurre condensación retrógrada en
la capa de gas y liberación de gas en la zona de petróleo
Diagrama de fases de los fluidos de un Yacimiento de
Petróleo Negro con Capa de Gas
RGP inicial de producción, PCN/BN
GAS
SECO
50,000
GAS
CONDENSADO
PETRÓLEO
NEGRO
PETRÓLEO
VOLÁTIL
40,000
Punto de Rocío
30,000
Punto de Burbujeo
20,000
10,000
0
5
10
15
20
25
30
Heptano plus en el fluido de yacimiento, % molar
El Efecto de la composición sobre la RGP inicial de producción es indicada
por los limites composicionales de los cinco tipos de fluidos de yacimiento.
CARACTERIZACION DE FLUIDOS
Petróleo Negro
< 2000
RGP (PCN/BN)
< 40°
°API en el tanque
Color del líquido Negro ( Verde
Oscuro)
en el tanque
< 1,5
Bo (BY/BN)
C7+ > 40%
Comp. % molar
C1 < 50%
Cambio de fase
Punto de burbuja
en el reservorio
Petróleo Volátil
2000-3200
> 40°
Amarrillo
Oscuro
Gas Condensado Gas Humedo Gas Seco
2000-5000
> 15000
> 100000
> 40°
> 70
No Liquido
Ligeramente
No hay
Blanco oscuro
coloreado
liquido
> 1,5
20 > C7+ > 12,5%
C1 < 60%
C7+ < 12,5%
C1 > 60%
Punto de burbuja
Punto de rocio
C7+ < 4% C1
C7+ < 0.7%
> 80%
No hay
No hay cambio
cambio de
de fase
fase
RESERVORIOS DE GAS CONDENSADO
AUTOR
MUSKAT
STANDING
MOSES
VENEZUELA
VENEZUELA
CAMPOS GIGANTES
McCAIN
TAREK AHMED
API
GOR
>48
45<ºAPI<70
40<ºAPI<60
>40
>31
>10,000
>5,000
>3,000
>3,500
>3,000
>40
>50
>3200
>8,000
C7+
<12.5
<12.5
<13.0
<12.5
MOLECULAR WEIGT
(lb/mol-lb)
<40
<52
Regiones de Flujo GasGas-Condensado
Near Wellbore:
FuerzasViscosas,
Capilares & inercia
Anillo de
Pozo Condensado
Existe un mecanismo diferente:
kr=f(IFT,V)
Reservorio:
Fuerzas
Gravitacionales
& Capilares
Presión
µV
∇p =
κ
Darcy
µV
2
∇p =
+ βδV
κ
Inertia
β k = cte
Relación con D
µV
2
∇p =
+ βδV
κr
K r ⇒ f (Vg , IFT )
Coupling
Kr, Coupling
Velocity, md-1
10
0.008 mNm-1
20
40
80
10
0.149 mNm-1
20
40
80
10
0.852 mNm-1
20
40
80
Clashach Core, Swi=15%
Gas Relative Pemreability
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0
20
40
60
80
Total Liquid Saturation / Percentage
100
Kr, Coupling & Inertia
Inertia
Competition of coupling & inertia
(viscous, capillary & inertial forces)
Accurate kr=f(IFT,V) a challenge
Coupling
EVOLUCIÓN DE LA GRAVEDAD API Y LA RGP
CON EL TIEMPO
Relative positions of phase envelopes