1. Caracterización Dinámica de Yacimientos
de Hidrocarburos
Misael González García.
Ingeniero Petrolero
Octubre 2012
2. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos
CONTENIDO
Introducción.
I. Definición y Antecedentes.
II. Caracterización Estática y Dinámica.
III. Herramientas utilizadas para la Caracterización Dinámica.
IV. Ejemplos.
Regímenes de flujo.
I. Flujo Transitorio o inestable.
II. Flujo Transitorio tardío.
III. Flujo Semipermanente o Pseudo Estacionario.
IV. Flujo Estacionario.
Flujo de Fluidos en el Yacimiento.
I. Propiedades de la roca y de los fluidos.
II. Elementos que controlan el flujo de fluidos en el yacimiento.
III. Ecuaciones Fundamentales que representan el comportamiento dinámico.
3. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos
Componentes del sistema de Producción Yacimiento – Pozo – Separador, (Teoría y ejemplos
de aplicación).
I. Caídas de presión en el sistema total.
II. Componentes del Sistema Total de Producción.
III. Componentes y Tipo de Daño.
Geometrías de flujo, (Teoría y ejemplos de aplicación).
I. Almacenamiento.
II. Flujo Esférico.
III. Flujo Lineal.
IV. Flujo Bilineal.
V. Flujo Radial.
VI. Flujo Pseudo Estacionario.
VII. Flujo Estacionario.
4. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos
Pruebas de Variación de Presión.
I. Introducción.
II. Tipos de pruebas de variación de presión.
III. Métodos Convencionales para analizar pruebas de variación de presión.
I. Método de Horner.
II. Método de Miller, Dyes y Hutchinson (MDH).
Método de la derivada de presión de Bourdet para analizar pruebas de variación de presión.
Modelos de Yacimiento.
I. Radial Homogéneo.
II. Doble porosidad.
III. Doble permeabilidad.
IV. Radial compuesto.
V. Lineal compuesto.
5. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos
Modelos de Límite de Yacimientos.
I. Límite Lineal.
I. Falla Sellante.
II. Presión constante.
II. Límite Circular.
I. Frontera cerrada.
II. Frontera a presión constante.
III. Intersección de Fallas.
IV. Fallas paralelas (canal).
V. Sistema cerrado (Rectángulo).
Comportamiento de la presión y derivada para diferentes tipos de Yacimiento y Fronteras.
Metodología de análisis de los datos de producción.
Análisis integral de la información.
Aplicación en campo del proceso de caracterización dinámica de yacimientos.
6. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos
Introducción
Caracterización Dinámica
de Hidrocarburos
7. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos
1.- INTRODUCCION
1.1 Definición y antecedentes
CARACTERIZACIÓN DINÁMICA DEL SISTEMA POZO-YACIMIENTO
Determinar el modelo de flujo del sistema.
Evaluar los parámetros del yacimiento.
Dar solución a problemas de producción.
Evaluar la terminación y estimulación del pozo.
Los estudios integrales requieren de una Caracterización Estática y Dinámica del
yacimiento.
La Caracterización Dinámica se logra analizando datos medidos bajo condiciones de
producción y/o inyección en los yacimientos.
Los datos de pruebas de presión están afectados por elementos vecinos al pozo de interés.
Los datos de producción están afectados por las zonas alejadas del pozo (Fronteras).
8. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos
1.- INTRODUCCION
1.1 Definición y antecedentes
Definición:
Se puede definir como la identificación y evaluación de los elementos que
afectan el flujo de fluidos en el yacimiento a través de variables del sistema,
tales como: Presión, Temperatura, Características y Tipos de Fluidos; así
como, Fallas Geológicas Semipermeables, Impermeables ó Conductivas
que en su momento afectan parcial ó totalmente la transmisibilidad en el
medio poroso ó comuniquen otras estructuras.
30. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos
CALIDAD DE YACIMIENTO
1.4 Ejemplos de aplicación de Caracterización Dinámica, Campo Cantarell.
31. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos
1.4 Ejemplos de aplicación de Caracterización Dinámica.
Modelo de Flujo Conceptual (Yacimiento
homogéneo)
Resultados Obtenidos:
k = 13000 md
kh = 1.38e7 md-pie
S = 10.54
Pyac(jun-98) @ P.R. = 113.7 kg/cm2
32. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos
1.4 Ejemplos de aplicación de Caracterización Dinámica.
m = -1/2
Flujo Esférico
Modelo de Flujo Conceptual (Capa de gas)
Resultados Obtenidos:
Gas
kr = 4300 md
Kv = 4000 md
kh = 8.6 e6 md-pie
S = 13.96
Pyac(mar-04) @ P.R. = 85.3 kg/cm2
Aceite Dp = Pws-Pwf = 91 psi (Q = 7640 BPD)
Distancia al Cg/o, de
la PVP = 1600 pies
33. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos
1.4 Ejemplos de aplicación de Caracterización Dinámica
Comportamiento de
presión dominado por la
expansión total del sistema
(Matriz-fractura)
k = 43211 md
kh = 2.52 e7 md-pie
Modelo de Flujo Conceptual (Doble Porosidad S = 3.83
PSS)
Pyac @ P.R. = 161 kg/cm2
Dp = Pws-Pwf = 5.18 psi (Q = 10084 BPD)
(Ct )fractura
= (C )fractura (C )matriz = 0.15
t t
BLOQUE
MATRIZ = Coeficiente de transferencia matriz-fractura = 2.5e-
07 2
k m rw
hbloquedeMatriz
FRACTUR
k
A Altura bloque de Matriz (Gilman) =
Suponiendo km = 10 md = 9.1 mts
34. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos
1.4 Ejemplos de aplicación de Caracterización Dinámica.
Campo Cantarell "Formación BTPKS"
Pozo Modelo de flujo Khorizontal Kvertical Kv/Kh Kh Stotal Dp(Q) Pyac Dist. Cg/o Dist. a la falla
md md md-pie psi(BPD) psi pies pies
3017D Capa de gas 10000 12000 1.2 1.1*107 -0.7 39.4(10700) 97.7 960
49D Radial Homogéneo 8000 7.4*106 1.9 7.0(9274) 119
207D Radial Homogéneo 4590 7.4*106 2.7 8.0(9000) 115
227D Radial Homogéneo 15800 1.97*107 5 6.5(17437) 115.8
2076D Radial Homogéneo 600 8.89*105 -2.3 15(4000) 117
2257D Radial Homogéneo 13000 1.38*107 10.54 10(10375) 113.7
64 Capa de gas 14775 1200 0.08 1.21*107 12 27.4(6629) 112 500
289 Radial Homogéneo 51300 4.15*107 33.5 3.0(7075) 113
2299D Falla Conductiva 13000 8.52*106 -2 9.5(12884) 103.6 59.4
3069 Doble Porosidad 38870 3.07*107 -1.28 3.8(14063) 101.7 0.2 2.5*10-7
1034 Capa de gas 4300 4000 0.93 8.6*106 13.96 91(7640) 85 1600
2067D Doble Porosidad 43211 2.52*107 3.83 5.18(10084) 161.8 0.15 2.5*10-7
2075D Radial Homogéneo 34500 1.69*107 -1.06 3.0(15000) 163.7
2075 Capa de gas 1390 1300 0.93 8.9*105 -1.4 516.6(13080) 164.9 560
285 Capa de gas 20073 25000 1.24 1.65*107 -0.4 19.8(6726) 98.6 720
66A Radial Homogéneo 15000 1.5*107 19.5 5.7(7050) 111.9
Rango de valores de kh es (0.89*106 a 88.9 *106 md-pie )
35. Caracterización Dinámica de Yacimientos de Hidrocarburos
1.4 Ejemplos de aplicación de Caracterización Dinámica.
Modelos de Flujo Definidos de las Pruebas de Presión
1 Capa de Gas (32 %)
2 Doble Porosidad (12 %)
1 1
3 Radial Homogéneo (50 %)
4 Falla Conductiva (6 %)
2
3
3
3 3 1
1
3 4
3
3
1 3
2
37. Regímenes de Flujo
El comportamiento de la presión durante la vida productiva de un pozo presenta tres etapas
de flujo, cada una con características propias; por lo que, es de gran importancia para el
Ingeniero de Yacimientos conocer y/o identificar en forma precisa la duración de cada una
de ellas a fin de aplicar el programa de explotación más adecuado.
Consideremos un ejemplo hipotético que
contempla las 4 suposiciones realizadas en las
soluciones de la ECUACIÓN DE DIFUSIÓN, para el
caso de un yacimiento cilíndrico con un pozo en el
centro produciendo a un gasto constante,
mediante la aplicación de las ecuaciones, es
posible graficar los valores de presión contra
tiempo y obtener una curva de comportamiento de
presión.
39. Regímenes de Flujo
FLUJO TANSITORIO Ó
INESTABLE
Al inicio de la etapa de
explotación, el
comportamiento de la presión
es similar al descrito por un
yacimiento infinito debido a
que la perturbación de la
presión tarda un tiempo en
manifestarse en el límite del
yacimiento. Este
comportamiento se puede
obtener con la solución de la
ecuación de difusión para un
yacimiento infinito.
40. Regímenes de Flujo
FLUJO TANSITORIO TARDÍO
A medida que la presión viaja a través del medio poroso y comienzan a manifestarse el
límite del yacimiento, el comportamiento de la presión sufre una pequeña variación del
correspondiente a un yacimiento infinito, esta etapa es breve y en algunas ocasiones no se
percibe, a esta región se le conoce como transitoria tardía ó de transición.
FLUJO SEMIPERMANENTE Ó FLUJO
PSEUDOESTACIONARIO.
A medida que el tiempo de producción se
incrementa, se acentúa la variación del
comportamiento de la presión y al NO EXISTIR
FLUJO EN LA FRONTERA EXTERNA, la presión
tiende a manifestarse como una función lineal
del tiempo.
41. Regímenes de Flujo
Por lo anterior, se puede decir que el ritmo de declinación de la presión es inversamente
proporcional al volumen de fluidos alojados en el medio poroso, esto se muestra en la
siguiente ecuación de flujo :
e
Lo anterior, se utiliza para determinar el volumen de drene de un pozo a partir de las “Pruebas
de Límite de Yacimiento” ; esto es, conociendo el gasto y la compresibilidad del fluido.
43. Regímenes de Flujo
Cabe señalar que en el periodo de Flujo Pseudoestacionario, la diferencia entre las
presiones media y de fondo fluyendo se mantiene constante:
Y
por lo tanto
44. Regímenes de Flujo
Como consecuencia de lo anterior y por definición el índice de productividad ( J ó IP)
permanecerá constante:
45. Regímenes de Flujo
Sin embargo, también puede existir otra condición de flujo cuando la presión alcanza el radio
externo ó Límite del Yacimiento y que este tenga la influencia de una FRONTERA A PRESIÓN
CONSTANTE; cuando esto sucede, los cambios de presión contra el tiempo no cambian en un
punto dado e indica que cada unidad de masa drenada es remplazada por una misma
cantidad que se adiciona de forma natural al sistema, esto solo se presenta en yacimientos
con empuje hidráulico activo ó capa de gas, a este tipo de flujo se le denomina PERMANENTE
Ó ESTACIONARIO.
46. RESUMEN
Regímenes de Flujo
Flujo Transitorio: dP/dt ≠ 0
Flujo Pseudo estacionario: dP/dt = constante
Flujo Estacionario: dP/dt = 0
Pws
0,00708 K . h Kro
qo
Ln(re / rw ) S a' qo
dp
o.Bo
Pwfs
47. RESUMEN Flujo continuo de un líquido monofásico
(Límite exterior cerrado, Pws conocida)
48. Flujo continuo de un líquido monofásico
RESUMEN (Frontera a presión constante en el límite exterior)
50. Propiedades de la Roca
Una roca sedimentaria y de carbonatos constituye un yacimiento de
hidrocarburos explotable comercialmente cuando presenta dos
propiedades. La primera es la capacidad para acumular y almacenar
fluidos definida como porosidad, y la segunda propiedad es la capacidad
para permitir que se muevan los fluidos a través de ella y que es definida
como permeabilidad.
POROSIDAD (φ)
Este es una de las propiedades más importantes de la roca; ya que esta
da una idea de la capacidad de almacenamiento que puede tener la roca
para contener hidrocarburos.
51. POROSIDAD (φ)
Luego entonces, la porosidad es un espacio disponible en la roca, sirviendo
como receptáculo para los fluidos presentes en ella; por lo tanto, la
porosidad se puede definir como la relación del espacio vacío en la roca
con respecto al volumen total de ella. Por lo que un volumen de roca, está
formado por un volumen de huecos o poros y un volumen de sólidos.
Matemáticamente se expresa como:
Vr = Volumen de roca.
Vp = Volumen de poros.
Vs = Volumen de sólidos.
58. POROSIDAD (φ)
EW-104S1
EW104S1 GOC 6791’
La porosidad se puede determinar mediante: Amount to be shifted: + 8’
FIELD GOC 6799’
Registros Geofísicos (Métodos indirectos)
Sónico de porosidad.
Registro de densidad volumétrica (Rhob – ρb)
Registro de porosidad Neutrón
Registro de Resonancia Magnética Nuclear (NMR)
Medición directa a núcleos en el laboratorio
Porosímetros de gas.
60. PERMEABILIDAD (k)
Porosidad & Permeabilidad
Importancia de la Porosidad y la permeabilidad: La porosidad representa la
cantidad de fluido: Agua, Petróleo, Gas que se puede alojar en los espacios
vacíos entre los granos de la matriz. La porosidad está directamente
relacionada con la capacidad para almacenar fluidos que pueda tener un medio
poroso.
Mientras que la porosidad se refiere a la capacidad de almacenamiento de
fluidos que tiene un medio poroso, la permeabilidad se refiere a la propiedad
de la roca de permitir que estos fluidos puedan moverse a través de la red de
poros Interconectados. Es decir, es una medida de la conductividad de la roca.
65. PERMEABILIDAD (k)
Para expresar la permeabilidad de los yacimientos, por lo general
se utiliza la unidad denominada “MILIDARCY”
1 Darcy = 1000 mD
Los Yacimientos de rocas areniscas presentan permeabilidades
desde muy bajas (0.01 mD) a bajas (1 mD), las arenas de bajas a
regulares ó altas y las rocas carbonatadas, principalmente las
dolomias presentan permeabilidades de altas a muy altas debido al
fracturamiento natural.
67. CLASIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDAD
PERMEABILIDAD ABSOLUTA (ka).
Es aquella en la cual sólo se considera un fluido mojante presente en
el medio poroso saturándolo al 100%. Esto sucede solo cuando se
tiene un solo fluido homogéneo en el medio poroso, entonces la
permeabilidad que se tiene no variará considerando que el fluido no
reaccione con el medio, esta propiedad es propia del sistema y será la
misma, no importando el fluido
68. CLASIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDAD
PERMEABILIDAD EFECTIVA (Ke): Se
considera que en el medio poroso se tiene
presente más de un fluido, es decir al menos dos
fases, luego entonces se dice que la
permeabilidad efectiva es la permeabilidad a un
fluido en particular, ya sea aceite, gas o agua.
Esta permeabilidad, no sólo depende de la roca,
sino también de las cantidades y propiedades de
los fluidos presentes en ella. Estas
permeabilidades cambiarán en función de la
variación de las saturaciones que tengan en el
medio poroso.
69. CLASIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDAD
PERMEABILIDAD RELATIVA (Kr): Es la relación de la permeabilidad
efectiva de cualquier fluido (aceite, gas o agua) con respecto a la
permeabilidad absoluta (Kr =Kef/Ka). Se expresa en fracción ya que
nunca es mayor a uno (0 ≤ Kr ≤ 1
74. La PERMEABILIDAD se puede determinar:
Con Núcleos en el Laboratorio
Utilizando el Permeámetro a gas de Ruska
Núcleos convencionales
Núcleos de Pared
75. La PERMEABILIDAD se puede determinar:
Con Registros Geofísicos
Registros Especiales(CMR)
Con Pruebas de Variación de Presión.
Interpretación de prueba de pozo
76. Saturación
La saturación de fluidos es otra propiedad importante para los estudios de de
Ingeniería de Yacimientos, dado que es un parámetro necesario para determinar
la cantidad de hidrocarburos contenidos en la roca. Por ello, es necesario conocer
los tipos y las cantidades de los fluidos que contiene el yacimiento, sean éstos:
aceite, gas y agua.
La saturación es el volumen de un fluido que se encuentra adentro de los huecos
de una roca, en relación con el volumen total de huecos o volumen de la roca
almacenadora y se expresa en porcentaje o fracción, matemáticamente se
representa de la siguiente forma:
Donde:
Sf = Saturación del fluido.
Vf = Volumen del fluido.
77. Saturación (continuación)
Generalmente, en todas las formaciones productoras de hidrocarburos, en un
principio, los espacios porosos estuvieron llenos de agua connata, estas son las
que quedaron atrapadas en los depósitos sedimentarios al tiempo de su formación
y han permanecido en ellos desde entonces.
Posteriormente, cuando se presentó la migración de los hidrocarburos, esta agua
es desplazada por dichos hidrocarburos (aceite y gas), al quedar éstos
entrapados en la roca almacenadora. Sin embargo, el agua no es desplazada
totalmente por los hidrocarburos, ya que siempre queda algo de ella en la roca; de
esta manera, se tiene más de un fluido en el yacimiento.
Para un sistema agua y aceite, la saturación en conjunto siempre debe dar 1 ó
100% (Sw+So=1.0) y lo mismo para tres fluidos, la sumatoria de las tres
saturaciones debe de dar la unidad o el 100% (ΣS=1). Si se tuviera un solo fluido
en el medio poroso, entonces el volumen poroso será igual al volumen de fluido.
78. Saturación (continuación)
Si se tuviera un solo fluido en el medio poroso, entonces el volumen poroso
será igual al volumen de fluido.
Donde:
Vf@C.Y. = Volumen del fluido a condiciones de yacimiento.
Vp@C.Y. = Volumen de poros a condiciones de yacimiento.
79. Saturación (continuación)
Para un sistema de tres fluidos contenidos en el yacimiento, se expresaría
de igual manera, añadiendo solamente el ó los otros términos; por lo que,
la saturación de cada fluido se expresaría de la siguiente manera:
80. Saturación (continuación)
En la siguiente figura se muestra un esquema de garganta de poro
conteniendo tres tipos de fluidos (agua, aceite y gas).
81. Compresibilidad
Es el cambio de volumen que una sustancia experimenta durante un
cambio de presión cuando se mantiene la temperatura constante.
La compresibilidad isotérmica de una sustancia se expresa
matemáticamente de la siguiente manera :
Donde:
C = Compresibilidad isotérmica. El signo (–) se utiliza para obtener un valor
V = Volumen. positivo de “c”; ya que el gradiente del
volumen con respecto a la presión a un
P = presión.
determinado tiempo es menor a cero.
82. COMPRESIBILIDAD DE LA FORMACIÓN (Cf):
Se define como compresibilidad de la formación al cambio de volumen de poros,
con respecto a la presión de los fluidos contenidos en dicho volumen de poros.
La presión geostática tiende a comprimir el yacimiento, esta presión se encuentra
en equilibrio por la resistencia de la roca y la presión de los fluidos en el espacio
poroso; de manera que, al moverse el aceite y gas, la presión en el espacio
poroso disminuye, en consecuencia el volumen de poros del yacimiento
disminuye lentamente.
83. En areniscas y calizas, la COMPRESIBILIDAD DE LA FORMACIÓN (Cf),
varía de: 2×10-6 a 25 ×10-6 psi-1.
Newman desarrolló correlaciones para estimar la Cf en psi-1; por lo
que para areniscas (…error absoluto de 3.6%)
0.02 < < 0.23
para calizas (…error absoluto de 11.8%)
0.02 < < 0.33
84. Tensión interfacial (s)
Dos fluidos inmiscibles en contacto no se mezclan y los separa una interface. Las
moléculas no se mezclan por su mayor afinidad con las moléculas de su propia
clase. Cerca de la superficie las moléculas se atraen con mayor intensidad
produciendo una fuerza mecánica en la superficie que se conoce como tensión
interfacial (s) .
85. Mojabilidad
Cuando una roca contiene mas de un fluido saturando su espacio poroso,
la tensión de adhesión (AT) es quien determina la preferencia de la roca
a ser mojada por alguno de los fluidos.
Un parámetro que refleja tal preferencia es el ángulo de contacto.
86. Presión Capilar (Pc)
Es la diferencia de presión entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante.
Si se considera un tubo capilar parcialmente saturado con agua y aire, la
competencia de fuerzas interfaciales entre los pares agua-aire, agua-sólido
y aire-sólido da lugar al fenómeno de capilaridad
87. Presión Capilar (Continuación)
En espacios porosos intergranulares, la presencia de mas de un fluido da lugar al
fenómeno de capilaridad.
Una muestra de roca está constituida por poros de diferentes tamaños y es
posible establecer su distribución, esto es, el volumen poroso que corresponde a
cada radio o rango de radios, de poros.
88. Presión Capilar (Continuación)
Dependiendo de la manera en que se distribuyen los fluidos en el medio poroso,
lo cual es función de su saturación, la presión capilar adquiere diferentes valores.
Pc = Pc( Sf ).
Se ha encontrado además que la presión capilar depende de la forma en que
ocurren los cambios de saturación: drene o imbibición.
89. Presión Capilar (Continuación)
Las fuerzas capilares y gravitacionales presentes en un yacimiento son
responsables de que en condiciones de equilibrio (… por ejemplo al tiempo cero)
exista una zona de transición en las saturaciones, que van del 100% de Sw en el
contacto agua-aceite a la Swi en la columna de aceite:
90. Presión Capilar (Continuación)
Para cada tipo de roca en un yacimiento, es posible correlacionar
mediciones de presión capilar obtenidas para diferentes valores de y k
mediante la función J de Leverett
92. LEY DE DARCY
“LA VELOCIDAD APARENTE DE UN
FLUIDO FLUYENDO A TRAVÉS DE UN
MEDIO POROSO, ES DIRECTAMENTE
PROPORCIONAL AL GRADIENTE DE
PRESIÓN E INVERSAMENTE
PROPORCIONAL A LA VISCOCIDAD”.
DARCY (1856)
100. Saturación de Agua (Sw) a partir de mediciones en Estado
Estable.
Mediciones realizadas en Laboratorio
101. Saturación de Agua (Sw) a partir de mediciones en Estado
Estable.
Mediciones realizadas en Laboratorio
102. Ejemplo para determinar la Saturación de Agua (Sw), a partir de
mediciones de flujo en Estado Estable en el Laboratorio.
Mss = 190.5363
Sw fracción = 0.375
Sw (%) = 37.50
117. APLICACIÓN DE DARCY EN UN MODELO DE FLUJO RADIAL
Variación de permeabilidades en PARALELO, modelo de FLUJO RADIAL
118. APLICACIÓN DE DARCY EN UN MODELO DE FLUJO RADIAL
Variación de permeabilidades en PARALELO, modelo de FLUJO RADIAL
Kh = Capacidad de flujo de la formación
119. APLICACIÓN DE DARCY EN UN MODELO DE FLUJO RADIAL
Variación de permeabilidades en SERIE, modelo de FLUJO RADIAL
127. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Propiedades de los Fluidos.
Los hidrocarburos son una mezcla completa de elementos
compuestos de Carbono e Hidrógeno, los cuales son
extraídos del subsuelo donde se encuentran almacenadas
en yacimientos de aceite y/o gas, cada yacimiento tiene
características propias y comportamiento de las fases
únicas. Las propiedades de los fluidos son parámetros
que caracterizan a un fluido y lo hacen diferente de otro.
128. Propiedades de los Fluidos.
Presión: La presión en un fluido en reposo en un punto dado, es la misma en
todas direcciones y se define como la componente normal de una fuerza que
actúa en una unidad de superficie.
Matemáticamente se expresa como: P = F/A, sus unidades son Kg/cm2,
atmósferas, lb/pg2, dinas/cm2, etc.
Presión Absoluta: Es la suma del valor de una presión manométrica más el valor
de la presión barométrica (presión atmosférica), sus unidades en sistema inglés
son: psia (lb/pg2 abs.)
129. Propiedades de los Fluidos.
La densidad relativa de un aceite (a ), se define como la relación de la densidad
del aceite con respecto al agua a la misma presión y temperatura.
𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆
𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆 =
𝒂𝒈𝒖𝒂
En el sistema inglés se tiene:
𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆 𝒍𝒃𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆/𝒑 𝟑 𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆
𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆 = =
𝒂𝒈𝒖𝒂 𝒍𝒃 𝒂𝒈𝒖𝒂/𝒑 𝟑 𝒂𝒈𝒖𝒂
En la industria petrolera, se usa otro término para la gravedad específica del
aceite, el cual se denomina oAPI, y se define como:
𝟏𝟒𝟏. 𝟓
°𝑨𝑷𝑰 = − 𝟏𝟑𝟏. 𝟓
𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆
130. Propiedades de los Fluidos.
Propiedades intensivas.- Son aquellas que son independientes de la cantidad
de materia considerada, por ejemplo: la viscosidad, densidad, temperatura, etc.
Propiedades extensivas. Son aquellas que si dependen de la masa del sistema;
por ejemplo, el volumen, el peso, etc. Es decir el valor de una propiedad
extensiva en todo el sistema es igual a la suma de los valores de las diferentes
partes que lo constituyen.
Punto critico.- Es el estado a condiciones de presión y temperatura para el cual
las propiedades intensivas de la fase liquida y gaseosa son idénticas.
Presión critica.- Es la presión correspondiente al punto critico.
Temperatura critica.- Es la temperatura correspondiente al punto critico.
131. Propiedades de los Fluidos.
Curva de burbujeo (ebullición).- Es el lugar geométrico de los puntos presión-
temperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la
fase liquida a la región de dos fases.
Curva de Rocío (condensación).- Es el lugar geométrico de los puntos presión-
temperatura en los cuales se forma la primera gota de liquido, al pasar de la
región de vapor a la región de dos fases
Región de dos fases.- Es la región comprendida entre las curvas de rocío y
burbujeo. En esta región coexisten en equilibrio las fase liquida y gaseosa.
Criconderbara.- Es la máxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio un
liquido y su vapor.
Cricondenterma.- Es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir en
equilibrio un liquido y su vapor.
132. Propiedades de los Fluidos.
Zona de condensación retrograda.- Es aquella en la cual al bajar la presión, a
temperatura constante, ocurre condensación.
Aceite saturado.- Es el aceite que a las condiciones de presión y temperatura a la
que se encuentra, esta en equilibrio con su gas.
Aceite bajo saturado.- Es el aceite que a las condiciones de presión y temperatura
a que se encuentra, es capas de disolver mas gas.
Aceite supersaturado.- Es el aceite que en las condiciones de presión y
temperatura a que se encuentra, tiene mayor cantidad de gas disuelto que
el que le correspondería en condiciones de equilibrio.
Saturación critica de un fluido.- Es la saturación mínima necesaria para que la
fase inicie a moverse en los poros del yacimiento.
133. Propiedades de los Fluidos.
Aceite pesado. Es aquel cuya densidad es menor ó igual a 27º API. En México,
el crudo Maya cae en esta clasificación y tiene una densidad de 22º API.
Aceite ligero. La densidad de este crudo es mayor a 27º API pero menor ó igual
a 38º API. En México, el crudo Istmo es el Ligero y tiene una densidad de 32º
API.
Aceite Súper ligero. Este crudo tiene una densidad mayor a 38º API. En México,
el crudo Olmeca es el aceite súper ligero y tiene una densidad de 39º API.
134. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Propiedades de los Fluidos del Yacimiento
ANÁLISIS PVT.
Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas
de un fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan
presión, volumen y temperatura. Un paso previo a un buen análisis PVT,
consiste en la obtención de una muestra representativa del yacimiento
que esté a las condiciones de presión y temperatura del mismo.
Un análisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos
que no poseen ésta información o muy nuevos que todavía no han sido
evaluados. Por lo anterior, se han desarrollado una serie de ecuaciones o
Correlaciones empíricas que permitan determinar las propiedades de los
fluidos del yacimiento.
Propiedades: Pb, Rs,
Correlación de Standing, Vásquez & Beggs, Lasater y Glaso, entre otros.
Propiedad: Co. Correlación de Vásquez & Beggs, Ahmed y Kartoatmodjo.
Propiedad: Bo. Correlación de Standing, Arps, Vasquez y Beggs, Glaso.
135. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Propiedades de los Fluidos del Yacimiento
136. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Propiedades de los Fluidos del Yacimiento
Medición de propiedades PVT del Aceite
El agotamiento y producción de un yacimiento consiste de los siguientes
dos procesos, (...o una combinación de ambos):
Liberación diferencial de gas: El gas es removido del aceite en la
medida que se libera.
Ocurre en el yacimiento cuando el gas alcanza su saturación
crítica y se separa del aceite.
Liberación flash de gas: El gas permanece en contacto con el aceite
hasta alcanzar el equilibrio entre las fases.
Ocurre en el yacimiento cuando la saturación de gas es menor
que la crítica (...inmóvil).
Ocurre una vez que el aceite entra en la tubería de producción y
fluye junto con el gas que se libera hasta alcanzar llegar a los
separadores donde alcanzan el equilibrio y son luego separados.
138. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Propiedades de los Fluidos del Yacimiento
• Factor de volumen del gas: Es el volumen de una masa de gas medido
a condiciones de presión y temperatura del yacimiento, entre el volumen de la
misma masa de gas pero medido a condiciones estándar.
Bg = Vg @ cy / Vg @ cs
Bg = (nRZyTy / Py) / (nRZcsTcs / Pcs)
Bg = ( TyPcs / Tcs) ( Zy / Py)
• Factor de volumen del aceite: Es el volumen de aceite medido a
condiciones de yacimiento, lo cual incluye aceite más gas disuelto, entre el
volumen de aceite muerto, pero medido a condiciones estándar, es decir, el
volumen de aceite pero sin gas disuelto.
Bo = Vol. (aceite + gas disuelto) @ cy / (Vol. de aceite muerto@ cs )
139. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Propiedades de los Fluidos del Yacimiento
Factor de volumen del aceite Bo
140. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Propiedades de los Fluidos del Yacimiento
Bo
A2
Bob
A1
Boi
Boab > 1
T = cte.
Boab A3
Pab Pb Pi P
141. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Propiedades de los Fluidos del Yacimiento
A la presión inicial Pi se tiene un factor de volumen Boi en el punto A. A
medida que existe un depresionamiento en el yacimiento, ocurre una
expansión del aceite con el gas disuelto, ya que la mezcla es
compresible, además de que no hay liberación de gas en esta etapa, por
lo que el numerador siempre crece y el denominador es constante. Con
esto se explica el incremento del Bo en esta etapa.
En la etapa de depresionamiento desde la presión de burbujeo hasta la
de abandono, el aceite junto con el gas disuelto se sigue expandiendo,
pero el efecto de la liberación de gas domina y hace que el numerador
baje a medida que existe el depresionamiento.
142. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Propiedades de los Fluidos del Yacimiento
Factor de volumen de agua Bw: Se define como el volumen de
agua medido a cy con su gas disuelto, entre el volumen de agua medido a
condiciones estándar.
Bw = Vol. (agua + gas disuelto) @ cy / (Vol. de agua muerta@ cs )
Debido a que el gas disuelto en el agua es despreciable y a que el agua es
prácticamente incompresible, el factor de volumen de agua Bw, se
considera igual a 1.
• Relación gas disuelto – aceite, Rs : Se define como el volumen de
gas disuelto en el aceite a condiciones estándar, dividido por el volumen de
aceite muerto a condiciones estándar, es decir sin gas disuelto.
Rs = (Vol. Gas disuelto en el aceite @ cs) / (vol. aceite muerto a@ cs)
143. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Propiedades de los Fluidos del Yacimiento
Rs
Rsi
Rsab
Pab Pb Pi
P
III-6
144. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Propiedades de los Fluidos del Yacimiento
La Rs no cambia desde la presión inicial del yacimiento hasta la presión de
burbujeo, ya que no se libera gas en este periodo, por lo que el volumen de
gasa disuelto y de aceite muerto siempre es el mismo.
• Relación gas aceite instantánea (RGA): Se define como el
volumen de gas disuelto en el aceite más el gas libre a condiciones estándar,
dividido entre el volumen de aceite muerto a condiciones estándar:
RGA = (Vol. Gd + Vol. Gl @ cs) / ( vol. de aceite muerto @ c.s)
145. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Propiedades de los Fluidos del Yacimiento
En la etapa de depresionamiento desde la presión inicial del yacimiento
hasta la presión de burbujeo la RGA es igual a la Rs y son constantes, ya
que el volumen de gas total a cs es el gas disuelto en el aceite, ya que no
hay liberación del mismo.
En la etapa de depresionamiento desde la Pb hasta la presión de
abandono, existe un periodo en que la RGA baja, ya que el gas se empieza
a liberar en el yacimiento y no fluye hasta que alcanza la saturación de gas
crítica. Una vez que el gas fluye del yacimiento hacia el pozo la R se
incrementa debido a que se inicia producir el gas libre, el cual tiene más
movilidad que el aceite.
146. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Propiedades de los Fluidos del Yacimiento
RGA
T = cte.
P
Pb Pi
147. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Tipo y Clasificación de Yacimientos
Es necesario determinar el tipo de fluido contenido en el yacimiento desde
su descubrimiento.
Conocer el tipo de fluido de un yacimiento permitirá definir:
Método de muestreo
Tipo de instalaciones superficiales
Método de calculo de volúmenes originales de fluidos
Método de cálculo de reservas
Plan de desarrollo y explotación
Método de recuperación secundaria o mejorada
148. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Tipo y Clasificación de Yacimientos
En base al tipo de fluido
Los Yacimientos se clasifican de acuerdo a las características de los
hidrocarburos producidos y a las condiciones de Presión y Temperatura
bajo las cuales se encuentran en el subsuelo.
Por posicionamiento en diagrama de fases P-T y trayectoria de la presión
del Yacimiento:
Yacimientos de aceite negro
Yacimientos de aceite volátil
Yacimientos de gas y condensado
Yacimientos de gas húmedo
Yacimientos de gas seco
Cada tipo de Yacimiento requiere diferentes enfoques en estudios de
Ingeniería de Yacimientos y de Productividad.
149. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Tipo y Clasificación de Yacimientos
EN BASE AL DIAGRAMA DE FASES
El comportamiento termodinámico de una mezcla natural de hidrocarburos,
se puede utilizar para propósitos de clasificación; tomando como base su
diagrama de comportamiento de fases, el cual es una gráfica temperatura-
presión, donde se presentan los siguientes elementos: la curva llamada
envolvente de fases, que resulta de unir las curvas de puntos de burbuja y
puntos de rocío que exhibe la mezcla a diferentes temperaturas y presiones;
curvas que se unen en el punto denominado punto crítico, que son la
temperatura y presión máximas, respectivamente, a las cuales la mezcla de
hidrocarburos puede permanecer en dos fases en equilibrio como se muestra
en la siguiente figura.
150. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
EN BASE AL DIAGRAMA DE FASES
El comportamiento termodinámico de una mezcla natural de hidrocarburos,
se puede utilizar para propósitos de clasificación; tomando como base su
diagrama de comportamiento de fases, el cual es una gráfica temperatura-
presión, donde se presentan los siguientes elementos: la curva llamada
envolvente de fases, que resulta de unir las curvas de puntos de burbuja y
puntos de rocío que exhibe la mezcla a diferentes temperaturas y presiones;
curvas que se unen en el punto denominado punto crítico, que son la
temperatura y presión máximas, respectivamente, a las cuales la mezcla de
hidrocarburos puede permanecer en dos fases en equilibrio como se muestra
en la siguiente figura.
151. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
DIAGRAMA DE FASES PARA FLUIDOS EN EL YACIMIENTO
4000
Región de Líquidos Región de Gases
3500 Punto Crítico Punto Cricondenbárico
Cricondembara Punto Cricondentérmico
PRESION (PSIA)
3000
2500 80%
Cricondenterma
60%
1500 40%
20%
Líneas de Isocalidad 10% Curva de Rocio
1000
500
0 50 100 150 200 250 300 350
TEMPERATURA (°F)
152. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
YACIMIENTOS DE ACEITE NEGRO.
Estos Yacimientos se caracterizan por que producen un líquido negro o verde
negruzco de allí su nombre (aceite negro), con una densidad relativa mayor de
0.800 gr/cm3 @ c.s., otra característica es que tienen una amplia variedad de
especies químicas que incluyen moléculas grandes, pesadas y NO VOLÁTILES.
También se le llama crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario.
Estos crudos tienen una GOR ≤ 1000 ft3/STB, el cual se incrementa por debajo del
punto de burbuja. El Bo ≤ 2.0 y el contenido de C7+ es mayor o igual al 30 % Mol.
Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 °F. La gravedad específica
decrece lentamente con el tiempo de explotación del yacimiento y al declinar la
presión de yacimiento a la presión de burbuja (Pb) vuelve a incrementarse
ligeramente.
153. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
Diagrama de fases para un Yacimiento de ACEITE NEGRO
154. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
Variación en el porcentaje de C7+ , de acuerdo a la GOR inicial
El contenido de C7+ mayor o igual a 30 %.
155. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
YACIMIENTOS DE ACEITE VOLÁTIL.
Estos yacimientos producen un aceite café claro a verde, con una densidad
relativa entre 0.740 y 0.800 @ c.s. y con una relación gas-aceite instantánea
(GOR) de 1 000 a 8 000 ft3/Bl. La temperatura crítica (Tcr), es también menor
que en los crudos negros y está cerca de la temperatura del yacimiento “TR
(Tcr > TR)”. LAS LÍNEAS DE CALIDAD NO ESTÁN IGUALMENTE ESPACIADAS
SE ENCUENTRAN DESPLAZADAS HACIA ARRIBA, HACIA EL PUNTO DE
BURBUJA. Una pequeña reducción en presión por debajo del punto de burbuja
causa una liberación enorme de gas. Hasta un 50 % de estos crudos pueden
convertirse en gas en el yacimiento cuando la presión declina por debajo del
punto de burbuja. Estos también se llaman crudos de alta encogimiento o
crudos cercanos al punto crítico.
156. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
YACIMIENTOS DE ACEITE VOLÁTIL.
El Bo > 2.0, la temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica y el
gas liberado puede ser del tipo gas condensado.
La relación Gas Aceite (GOR) y la gravedad específica (oAPI) se incrementan
con la producción a medida que la presión cae por debajo de la presión del
punto de burbuja.
157. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
Diagrama de fases para un Yacimiento de ACEITE VOLÁTIL
158. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
YACIMIENTOS DE GAS Y CONDENSADO (RETRÓGRADO)
Estos Yacimientos Producen un liquido ligeramente colorado, marrón,
anaranjado, verduzco o transparente, también se les llama condensados.
Su densidad relativa oscila entre 0.740 y 0.780 @ c.s. y con relaciones gas aceite
instantáneas (GOR) que van de 70 000 a 100 000 ft3/Bl.
El diagrama de fases es menor que el de los aceites negros y el punto crítico está
bien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es el resultado de gases
retrógrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados. La (Tcr < TR) y el
punto cricondentérmico es mayor que temperatura del yacimiento (TR).
A medida que la presión declina, el líquido normalmente claro, se condensa y se
forma líquido en el yacimiento, el cual normalmente no fluye y no puede
producirse. La gravedad específica se incrementa a medida que la presión cae
por debajo de la presión de rocío.
159. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
Condensación retrógrada
Cuando en el yacimiento se produce una
reducción isotérmica de la presión y se cruza
la presión de rocío, se entra a la región de
dos fases, ocurriendo la llamada
CONDENSACIÓN RETRÓGRADA de las
fracciones pesadas e intermedias, que se
depositan como líquido en los poros de la
roca. La presión en el punto 1, indica que el
sistema se encuentra en la fase gaseosa y a
medida que la presión disminuye y alcanza la
curva de rocío, se comienza a formar el
líquido. El punto 2 en el sistema indica 18 %
de líquido y 82 % de gas, a este fenómeno se
le denomina condensación retrograda. Al
seguir bajando la presión del punto 2 al punto
3, LA CANTIDAD DE LÍQUIDO DISMINUYE
HASTA DESAPARECER.
160. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
Diagrama de fases para Yacimientos de GAS Y CONDENSADO (RETRÓGRADO)
161. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO
Este tipo de yacimientos producen un liquido transparente, con una densidad
relativa menor a 0.740 @ c.s. y con relaciones gas-aceite > 15 000 ft3/STB y
permanece constante durante toda la vida del yacimiento.
Todo el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos con moléculas
predominantemente pequeñas que yacen debajo de la temperatura del
yacimiento, la línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma
líquido en el yacimiento, pero SI en la superficie.
La gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos es transparente.
Se producen menos de 60 STB de alto octanaje de crudo, por cada millón de pies
cúbicos de gas producidos.
162. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
Diagrama de fases para un Yacimiento de GAS HÚMEDO
163. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
YACIMIENTOS DE GAS SECO.
Estos yacimientos producen principalmente METANO y algunos intermedios. El
diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en
superficie como en el yacimiento. No hay presencia de líquidos ni en el
yacimiento ni en la superficie. Sin embargo, a temperaturas criogénicas, menores
de 50 °F, se puede obtener líquidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tanto
a gas como gases húmedos para determinar el gas original in-situ y predecir
reservas de gas.
164. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
Diagrama de fases para Yacimientos de GAS SECO
166. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
Comportamiento del GOR y la gravedad específica a través del tiempo
167. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos
Análisis Composicional de hidrocarburos típicos , representativos de
cuatro tipos de yacimientos.
168. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Elementos que controlan el flujo de fluidos en el Yacimiento
176. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Como ya se mencionó, la ecuación que representa el flujo de fluidos
en el medio poroso es básicamente la Ecuación de Difusión.
Esta ecuación se obtiene combinando la ecuación de continuidad
con una ecuación que relaciona la
velocidad del fluido en el medio poroso con el gradiente de
presiones (ecuación de movimiento representada por la Ley de
Darcy) y con la ecuación de estado correspondiente a
un fluido ligeramente compresible ; así pues
tenemos la Ecuación de Difusión:
177. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
LEY DE LA CONSERVACIÓN DE LA MASA
En el flujo de fluidos de medios porosos, es sumamente importante el
principio de la “CONSERVACIÓN DE LA MASA”; ya que define, las
relaciones de masa de un fluido en un medio poroso, esta relación se
determina mediante un balance de materia para una región determinada. La
ley de la conservación de la masa expresa lo siguiente: “ LA CANTIDAD DE
MASA QUE ENTRA EN UN MEDIO POROSO, MENOS LA CANTIDAD DE
MASA QUE SALE, MÁS LA CANTIDAD DE MASA NETA INTRODUCIDA POR
FUENTES Ó SUMIDEROS ES IGUAL AL INCREMENTO EN EL CONTENIDO
DE MASA DEL ESPACIO POROSO EN CUESTIÓN, EN UN INTERVALO DE
TIEMPO DADO”.
(MASA QUE ENTRA) – (MASA QUE SALE) + (CANTIDAD DE MASA
INTRODUCIDA) = INCREMENTO EN EL CONTENIDO DE MASA EN EL YAC.
178. Flujo de Fluidos en el Yacimiento
Compresibilidad
La compresibilidad (c)
es una medida del
cambio de volumen de
un fluido con respecto a
la presión, considerando
un volumen dado (v).
El signo (–) se utiliza
para obtener un valor
positivo de “c”; ya que el
gradiente del volumen
con respecto a la presión
a un determinado tiempo
es menor a cero.
Se le llama compresibilidad efectiva de un fluido; por
ejemplo al aceite (coe), al dividir la ct/so.
