comportamiento de los reservorios de gas condensado

5/25/2018 Comportamiento de Los Reservorios de Gas Condensado

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CAPITULO IV

COMPORTAMIENTO DE

LOS RESERVORIOS DEGAS CONDENSADO

LUCIO CARRILLO BARANDIARAN - 2006


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DEFINICIONES PARA PARAMETROS DE SISTEMASMULTICOMPONENTES

Temperatura Crtica.- Para un componente puro, es la mxima temperatura ala cual el componente puede existir como lquido.

Presin Crtica.- La presin de vapor de una sustancia en su temperaturacrtica.

Dew Point.- La temperatura a una presin dada o a la presin a unatemperatura dada, en la cual se condensa lquido a partir de un gas o vapor.Es aplicado especficamente a la temperatura a la cual el vapor de agua iniciaa condensar a partir de una mezcla gaseosa, o a la cual un hidrocarburo iniciaa condensar.

Bubble Point.- La temperatura a una presin dada o la presin a unatemperatura dada, a la cual se forma el primer vapor estable sobre un lquido.

Cricondentherm.- Es la mayor temperatura a la cual las fases lquido y vaporpueden existir en equilibrio en un sistema multicomponente.

Cricondenbar.- La mayor presin a la cual las fases lquido y vapor puedenexistir en equilibrio en un sistema multicomponente.

RESERVORIOS DE GAS CONDENSADO

Todos los reservorios pueden ser clasificados de acuerdo a la localizacin desu presin (Pr) y Temperatura (Tr) inicial con respecto a la regin de dos fasesgas / lquido. El caso especial de los reservorios de Gas-Condensado sedistingue por dos caractersticas: (1) una fase lquida puede condensar duranteel proceso isotrmico de agotamiento de presin (comportamiento retrgrado)y (2) el lquido revaporiza cuando el agotamiento de la presin pasa la zona decomportamiento retrgrado.

Recientemente, se ha desarrollado un modelo de tres regiones paracaracterizar el flujo en un reservorio de gas condensado. La primera regin,corresponde a la parte mas alejada del pozo y solo una fase esta presentedebido a que la presin es mayor que la presin de punto de roco (dewpoint).La segunda regin, tiene una presin menor que la presin de punto de roco,pero el condensado que se forma permanece inmvil debido a que susaturacin an no alcanza los niveles de saturacin crtica. La tercera regin,esta localizada cerca al pozo donde fluyen gas y condensado. La existencia deesta tercera zona ha sido motivo de diferentes estudios relacionados concambios en la productividad debido a la formacin de lquido (liquid dropout).

La mayora de estudios de reservorios de gas condensado toma como base



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este modelo de tres regiones. Durante la produccin por agotamiento depresin, la saturacin de condensado incrementa desde cero y esta presenteen la segunda y tercera regin.

Durante la ltima dcada, los reservorios de gas-condensado estn siendoconsiderados de gran importancia tanto desde el punto de vista de desarrolloeconmico como desde el punto de vista estratgico, a tal punto que se estllevando a cabo la exploracin a mayores profundidades, altas presiones ytemperaturas.

Estos reservorios presentan un comportamiento complejo debido a laexistencia de un sistema fluido de dos fases (gas y condensado). Las dosfases se generan por la cada lquida (liquid dropout) cuando la presin en lospozos se encuentra por debajo del punto de roco y originan tres problemas:(1) reduccin irreversible de la productividad del pozo, (2) menor disponibilidadde gas para ventas, y (3) presencia de condensados que bloquean laproduccin de gas.

Cuando la presin del reservorio se encuentra por encima o cercana a lapresin del punto de roco, slo existir gas en fase simple (fluido monofsico).A medida que se lleva a cabo la produccin, ocurre una declinacin de lapresin (proceso asumido isotrmico dentro del reservorio) y se forma una fasehidrocarburo lquido debido a que la presin fluyente de fondo cae por debajodel punto de roco. La formacin de ste condensado retrgrado genera unareduccin de la permeabilidad efectiva al gas en la vecindad del pozo. La

prdida de la productividad asociada a la acumulacin de condensado puedeser importante a tal punto que la productividad de los pozos podra reducirsepor un factor de dos a cuatro como resultado de la acumulacin decondensado (anlisis de Afidick et al.-1994 y Barnum et al. - 1995).

La primera cada de lquido (dropout) ocurre cerca al pozo y se propagaradialmente desde el pozo (asumiendo al pozo localizado en el centro de unreservorio radial) hacia dentro del reservorio siguiendo la tendencia de la cadade presin. Fevang (1995) y Ali et al. (1997) mostraron que, cuando la presindel reservorio cae por debajo de la presin del punto de roco, se produce lacondensacin retrgrada y se forman tres regiones muy bien diferenciadas con

saturacin lquida diferente. Economides et al. (1987) y Fussel (1973),manifiestan que puede existir una cuarta regin localizada muy cerca al pozo ydonde las bajas tensiones interfaciales (IFT) a altas tasa generan unareduccin de la saturacin lquida y por lo tanto una mejora de lapermeabilidad relativa al gas.

La saturacin crtica del condensado en este tipo de reservorios se haestimado dentro de un rango entre 30% a 50% del volumen poroso, utilizandoinformacin de permeabilidad relativa y saturacin crtica, generados a partirde estudios relacionados a sistemas gas-petrleo, sistemas gasolina-nitrgeno (Eilerts et al., 1967) y agua-gas (Naville et al., 1965), debido a la

escasez de informacin en este tipo de reservorios.



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Saeidi y Handy (1974) estudiaron el flujo y el comportamiento de fase del gas-condensado (metano-propano) en un medio poroso de arenisca e indicaronque no observaron flujo de condensado en este sistema an con un drop-out

de 18% (volumtrico), y ante la presencia de una saturacin intersticial deagua del 30%. Asar y Handy (1988) investigaron la influencia de la tensininterfacial sobre la permeabilidad relativa del gas y del condensado en unsistema de gas-condensado y su conclusin fue de que la saturacinirreducible de gas y de lquido se aproximan a cero a medida que la tensininterfacial se aproxima a cero, observando adems que el condensado podrafluir a bajo nivel de saturacin de condensado (Scc = 10%). Finalmente,concluyeron que el lquido podra fluir a muy baja saturacin lquida a bajastensiones interfaciales en un reservorio de gas condensado. Esto esimportante para tomar en cuenta en reservorios que presentan regiones condos fases (gas y lquido) y que presentan baja tensin interfacial.

Gravier et al. (1983) utiliz el mtodo de desplazamiento steady-state enncleos horizontales de caliza con saturacin intersticial de agua entre 19.5%hasta 30% y determinaron la saturacin crtica del condensado (Scc)considerando la inyeccin de gas-condensado en este ncleo. Los valores deScc estuvieron entre 24.5 a 50%, con tensin interfacial entre 0.5 a 1.5 mN/m.Danesh et al. (1988) investig la condensacin retrgrada en sistema porosomojables al agua para ncleos de arenisca y determin valores para Scc en elorden de 20.5% a 6.8% en ausencia y presencia de agua intersticial,respectivamente.

Estos diferentes estudios sugieren que la saturacin mnima que requiere elcondensado para que ocurra flujo de condensado es bastante alta, aunque laexperiencia de campo sugiere lo contrario. Allen y Roe (1950) reportaron sobreel comportamiento de un reservorio de gas con una saturacin promedia deagua de 30% y una saturacin lquida mxima de 12% y concluyeron que elcondensado fluy desde la formacin hacia el pozo durante gran parte de lavida productiva del reservorio.

Nikravesh et al. (1996) ha observado que ante la existencia de un valor umbral(threshold value) o un intervalo de tensin interfacial (0.03-0.05 dynas/cm), la

forma de la curva de permeabilidad relativa cambia significativamente y la Sccincrementa drsticamente. Al analizar el efecto del agua intersticial sobre laScc, encontr que uno de los trabajos no mostr ningn efecto del aguaintersticial sobre la Scc, mientras que otro mostr efecto negativo sobre la Scc,y otro mostr que (Scc + Swi) era una constante. De esta manera se puedecomentar que las conclusiones son contradictorias, debido a la inadecuadaconcepcin del proceso qumico y fsico, especialmente respecto a laadsorcin y a la fase de transformacin implicada en el comportamiento delflujo y formacin de condensado.

Dell y Miller (1965) estimaron la productividad de los pozos, a travs de un

mtodo simple basado en conceptos de flujo steady-state, el cual indic que la



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prediccin de las tasas de produccin de los pozos ser pesimista si la presinpromedia del reservorio est por debajo de la presin de roco.

Fussell (1973) modific una versin de un modelo radial unidimensionaldesarrollado por Roebuck et al. (1969) para estudiar el comportamiento de unsolo pozo en el largo plazo y concluy que la acumulacin de condensado enla regin cercana al pozo fue mucho mayor a la medida experimentalmentedurante el proceso de depletacin a volumen constante (CVD).

Hinchman y Barree (1985) estudiaron el efecto de las caractersticas de losfluidos sobre la declinacin de la productividad de un pozo de gas-condensado y demostraron que la cantidad de acumulacin de condensadocerca al pozo depende de la riqueza del gas-condensado, de los datos depermeabilidad relativa y de la viscosidad del lquido. Sognesand (1991) estudi

la acumulacin de condensado en pozos verticalmente fracturados y demostrque la acumulacin de condensado depende de las caractersticas depermeabilidad relativa y del modo de produccin, ya que para una mayorpermeabilidad al gas se redujo la cantidad de acumulacin de condensado, ypara una produccin a presin constante se genera una mayor acumulacin decondensado cerca de la fractura.

Jones, Vo y Raghavan (1989) estudiaron la teora del flujo steady-state paralos reservorios de gas-condensado, considerando dos zonas: una donde setiene fluido en el reservorio en una sola fase y ste es mvil y otra zona cercaal pozo donde se tiene gas y condensado y ambas fases son mviles. Los

valores para la saturacin del condensado obtenida por sta teora fueronmayores que la saturacin crtica.

A modo de conclusin, estos estudios muestran la importancia de la saturacindel condensado y la acumulacin lquida a travs del reservorio. Para unescenario donde la presin del reservorio es mayor que la presin del punto deroco, la productividad es controlada por la permeabilidad, espesor delreservorio y la viscosidad del gas. Para una presin del reservorio por debajodel punto de roco, la productividad ser controlada por la saturacin crtica delcondensado (Scc) y la forma de las curvas de permeabilidad relativa del gas ydel condensado.

Asimismo, debido a que en la regin de condensacin retrgrada, la tensininterfacial entre el gas y la fase condensado es muy pequea, se espera quelas fuerzas capilares, que son el factor principal que gobierna elcomportamiento del flujo multifsico en el reservorio, desempeen un papel tanimportante como el de la gravedad y las fuerzas viscosas.

Los reservorios de gas-condensado se han formado a altas presiones ytemperaturas y por lo tanto se deberan encontrar a mayores profundidades



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que los reservorios tpicos de petrleo y gas1. Muchos reservorios de gascondensado son encontrados en el rango de 3,000 a 8,000 psia y 200 a 400F. Estos reservorios de gas condensado tienen un amplio rango decomposicin en sus fluidos. La Figura III-1 muestra un diagrama de fase de

composicin constante.

Una vez que se ha iniciado la produccin, la presin del reservorio empieza areducirse y cuando se alcanza la presin del punto de roco, se genera laprimera ocurrencia de lquido.

A medida que la presin fluyente de fondo contina disminuyendo a unatemperatura constante (en el diagrama de fase se muestra como la lnea 1-2-3), el porcentaje de condensado cado en el reservorio incrementa hastaalcanzar un mximo. Este proceso es conocido como condensacinretrograda. Posteriormente, la fraccin de condensado empieza a disminuir, amedida que la presin contina reducindose, como consecuencia de larevaporizacin.

FIGURA N III-1

Los estudios publicados muestran que la productividad de los pozos esafectada por condensate blockage, debido a parmetros naturales tales comola presin del reservorio, permeabilidad, propiedades PVT y el tiempo, a

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Los reservorios peruanos de gas-condensado, se encuentran entre 2000-3500 m TVD, 3000-3300 psia y 160-1190F.



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parmetros de produccin tales como turbulencia (flujo no-Darcy, skinmecnico y presin capilar), flujo multi-fsico (permeabilidad relativa) y dao ala formacin (skin).

Kniazeff y Naville muestran que cuando la saturacin del condensado alcanzaun valor crtico, aparecen tres zonas radiales con diferente saturacioneslquidas. Una tercera zona, lejos del pozo, donde el fluido presente es gas, porlo que la saturacin lquida dentro de esta zona es igual a la saturacin lquidainicial en el reservorio. En la segunda zona, la saturacin lquida vara con lapermeabilidad efectiva al gas, y la composicin del fluido tambin vara dentrode esta zona. La primera zona corresponde a las cercanas del pozo. En estazona, el fluido del reservorio se presenta en dos-fases (lquido y gas). Lacomposicin de cada fase es constante (la cantidad de condensado producidoes igual a la que fluye hacia el pozo. La Figura III-2 muestra la saturacin decondensado versus la distancia radial radial en un modelo radial de tres zonas.

FIGURA N III-2

CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS EN EL RESERVORIO

El fluido del reservorio puede ser clasificado por:

(1) Gas seco, cuando la temperatura del reservorio es mayor que lacricondentherm y las condiciones de superficie se representan por unpunto que se encuentra fuera de la regin de dos fases (en el diagramade fases),

(2) Gas Hmedo, cuando la temperatura del reservorio es menos que elcricondentherm y mayor que la temperatura crtica,



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(3) Petrleo (voltil o negro) cuando la temperatura del reservorio es menosque la temperatura crtica de la mezcla.

La figura N III-3 muestra el espectro de los fluidos del reservorio desde el gas

hmedo hasta el petrleo negro (black oil).

FIGURA N III-3

Por lo tanto, en funcin de sus datos de produccin y datos de PVT, podemosubicar a los reservorios de gas condensado dentro del siguiente cuadro



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DENOMINACION DENOMINACION DESCRIPCION

Reservorios de PetrleoNegro

BLACK OILRESERVOIRS

GOR menor de 2,000SCF/STB

Densidad menor a 45 APITemperatura menor a 250FFVFo menor a 2.00Verde oscuro a negro.

Reservorios de PetrleoVoltil

VOLATILE OILRESERVOIRS

GOR menor que 2,000-8,000SCF/STBDensidad entre 45-60 APIFVFo mayor que 2.00Marrn ligero a verde.

Reservorios de GasCondensado

GAS CONDENSATERESERVOIRS

GOR entre 20,000-100,000SCF/STB (50 10STB/MMSCF)Densidad mayor que 60 APIColor claro.

Reservorios de GasHmedo

WET GAS RESERVOIR GOR mayor que 100,000SCF/STB (menos de 10STB/MMSCF).No se forma lquido en elreservorio.Se produce lquido ensuperficie.

Reservorios de Gas Seco DRY GAS RESERVOIRS GOR mayor que 100,000SCF/STB.No se produce lquido ensuperficie.

COMPORTAMIENTO DE FASE DEL GAS CONDENSADO RETROGRADO

El trmino "condensacin retrgrada" se utiliza para describir elcomportamiento anmalo de una mezcla que forma un lquido por la

disminucin isotrmica de la presin o por un aumento isobrico en latemperatura.

La regin de comportamiento retrgrado (rea a rayas de la figura N III-3) estadefinida por la lnea de calidad constante que exhiba un mximo con respectoa la temperatura o presin. La figura N III-3 muestra que para que ocurrafenmeno retrgrado, la temperatura debe estar entre la temperatura crtica yla cricondentherm. Si la condicin inicial del reservorio fuera representada porel punto 1 en el diagrama de fase Presin-Temperatura de la figura N III-1,entonces la declinacin isotrmica de la presin durante el agotamiento delreservorio seguira la lnea 1-2. Debido a que la presin inicial del reservorioest sobre la presin del punto de condensacin (dew point), el sistema



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hidrocarburo existe como una fase simple (fase vapor) y permanece asdurante la declinacin de presin isotrmica 1-2. A medida que la presin delreservorio cae por debajo del punto 2, el dew point ser alcanzado y pasado yuna fase lquida se desarrollar en el reservorio. El lquido (dropout) continuar

aumentando y alcanzar un mximo que ocurre entre los puntos 2-3. Sinembargo, a medida que la presin declina, la curva del dew point puede sercruzada otra vez, lo cual significa que todo el lquido, que se form, debevaporizarse y se lograr un sistema conformado exclusivamente por vapor enel punto de condensacin ms bajo.

El gas condensado es una mezcla compleja de hidrocarburos que secomportan mas parecido a una fase vapor para las condiciones de alta presiny temperatura encontrados en los reservorios de petrleo. Cuando tal gascondensado es producido, la presin del reservorio se reduce y elcomportamiento de la fase hidrocarburo cambia continuamente. La explotacinexitosa de los reservorios de gas condensado depende del conocimiento de lacomposicin en el equilibrio vapor-lquido de las fases y su comportamientovolumtrico.

La envoltura de la fase de estos fluidos, muestran que la temperatura delreservorio esta localizada entre la temperatura crtica y la temperaturacricondentherm.

El GOR de produccin del gas condensado, varan entre 4,000 a 150,000SCF/STB (250 7 Bl/MMSCF). Un fuerte incremento del GOR durante la

produccin indica que la presin del reservorio ha cado debajo de la presindel punto de roco y el lquido se esta acumulando en el reservorio. El reciclode gas hacia el reservorio de gas condensado al inicio de la produccin odespus de la depletacin de la presin es un mtodo importante derecuperacin mejorada del condensado.

Los componentes de hidrocarburo pesado, con nmeros de carbono mayoresque C7 tienen una gran influencia sobre el comportamiento de fase de lamezcla hidrocarburo. La magnitud del dropout lquido y la presin del puntode roco en el gas condensado, se incrementan por la cantidad dehidrocarburos pesados. Tpicamente estos fluidos tienen un porcentaje molar

de C7+ < 12.4%.

La forma como estos campos de gas condensado son depletados, permitenobtener diferentes factores de recuperacin. Desde un simple blowdown,hasta un parcial o total mantenimiento de presin son estrategias usadas, peroque dependen de la naturaleza del fluido, la temperatura del reservorio,presin inicial y geologa del reservorio.

La produccin eficiente y econmica de un campo de gas condensado es degran importancia y debe ser considerado ante de decidir el mtodo deproduccin en el desarrollo de nuevos campos.



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Un banco de condensado (o buildup) cerca al pozo acta como un skin mvil.Este reduce la permeabilidad relativa al gas, y por lo tanto la tasa de flujo degas. Los campos de gas condensado son un importante activo para lasgrandes compaas productoras de petrleo. Sin embargo, la planificacin del

desarrollo de estos campos necesita de predicciones confiables de losprocesos fsicos que ocurren en el flujo multifsico de los fluidos en el medioporoso. El establecer un perfil de ventas de gas y el desarrollo de expresionesen trminos de permeabilidad relativa y saturacin son necesarios para unasimulacin de reservorios.

La permeabilidad relativa de los fluidos condensados es una funcin demuchos parmetros incluyendo relacin de viscosidad, mojabilidad y tensininterfacial. En general, el efecto de una menor tensin interfacial es para lograrincrementar la tasa de flujo y reducir la saturacin residual, creandocondiciones para una recuperacin mejorada de hidrocarburos.

ESQUEMA DE DEPLETACION EN EL LABORATORIO - EXPANSION AVOLUMEN CONSTANTE (CONSTANT VOLUME EXPANSION)

Para comprender el proceso de produccin para un reservorio de GasCondensado, debemos revisar el proceso fsico que toma lugar tanto en elreservorio y en la superficie.



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Ninguno de los anlisis experimentales PVT tales como: liberacin flash,liberacin diferencial o pruebas de separacin en el separador, reproduce elverdadero comportamiento de la depletacin de un reservorio de gascondensado.

Un anlisis PVT mas real y ms costoso para estudiar la depletacin de unreservorio de gas condensado es una prueba CVD (Constant VolumeDepletion). Esta prueba proporciona informacin volumtrica y medidas de lacomposicin del gas y lquido en el equilibrio.

Durante los estudios de laboratorio de CVD, solo una cierta cantidad de gas esremovida de la celda PVT, y es flashed a condiciones estndar donde el gasy lquido son separados y cuantificados en su masa, ratio volumtrica ycomposicin. La composicin de la fase lquida en la celda es calculada apartir de ecuaciones de balance de masa. Este mtodo de determinacin de lacomposicin de la fase lquida esta asociada con considerable incertidumbrede la cantidad y composicin del fluido inicial en la celda y la cuantificacin delFluido flashed.

Se asume para este concepto, que el reservorio es una celda con un espacioporoso constante y lleno con el gas condensado. Para simplificar no seconsidera agua en el anlisis, pero se puede incorporar fcilmente. Cuando seinicia la produccin, la presin del reservorio cae, causando la expansin delgas contenido en el reservorio. A diferencia de la prueba de LiberacinDiferencial, en la cual todo el gas es producido y extrado de la celda, en el

reservorio solo una porcin del gas es producido. Esta cantidad esdeterminada al mantener el volumen poroso constante.

Normalmente se asume que el gas es la fase mvil y que el lquido permaneceen el reservorio. Esto es el proceso actual en el reservorio, ya que lasaturacin de petrleo (condensado) raramente alcanza la saturacin crtica.

Para petrleos voltiles, el gas y el lquido son mviles y este movimiento estaacorde con la forma de las curvas de permeabilidad relativa.

Despus de cada etapa de depletacin, se debe llevar a cabo una

contabilizacin de:

(.) Volumen y moles de gas a ser producido,(.) Volumen y moles de lquido y gas salido del reservorio,(.) Composicin de los fluidos producidos en superficie y las fases

remanentes dentro del reservorio,(.) Volumen y moles del lquido condensado y producido en

superficie a partir del gas recolectado en superficie.



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ESQUEMA DE DEPLETACION EN EL LABORATORIO - EXPANSION ACOMPOSICIN CONSTANTE (CONSTANT COMPOSITION

EXPANSION)



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LOS PETROLEOS VOLATILES Y SU DIFERENCIA CON EL GASCONDENSADO RETROGRADO

Los petrleos voltiles son una mezcla compleja de hidrocarburos que secomporta parecido a una fase lquida en las condiciones de alta presin ytemperatura encontrada en los reservorios de petrleo. A veces, se usa ladensidad o composicin tpica como una forma de diferenciar al gascondensado de los petrleos voltiles. La envoltura de fase de los petrleosvoltiles muestra que la temperatura crtica esta localizada a la derecha de latemperatura del reservorio. Cuando los petrleos voltiles son producidos y lapresin del reservorio cae debajo del punto de burbuja, la fase gas puede sermvil.

El GOR de produccin varia desde 2,000 a 4,000 SCF/STB. Un bruscoincremento en el GOR indica que la presin del reservorio ha cado por debajode la presin de punto de burbuja.

Los petrleos voltiles son tambin llamados petrleos de alto encogimiento(high-shrinkage oils), cuyos Bos pueden ser > 4 y deberan ser producidos atravs de tres o ms etapas de separacin para minimizar este encogimiento.

Los datos de campo indican que la relacin gas-petrleo (Rs) generalmenteincrementa con la profundidad, por lo tanto la probabilidad de que una

acumulacin de hidrocarburos contenga gas condensado o petrleo voltilincrementar con la profundidad.

Los petrleos voltiles tpicamente tienen un porcentaje molar de C7+ entre 12a 30%.

Los datos PVT son esenciales para la evaluacin y desarrollo de los camposde gas condensado y petrleo voltil. Los datos PVT consisten de medidasvolumtricas e informacin composicional sobre el gas y lquido en equilibrio.Anlisis PVT de rutina normalmente consiste de estudio de liberacindiferencial y de masa constante. Un anlisis PVT mas real (y ms costoso)

para estudiar la depletacin de un reservorio de gas condensado (o petrleovoltil) es un estudio denominado depletacin a volumen constante (constantvolume depletion -CVD) que ser discutido posteriormente.

La tabla siguiente, ilustra la composicin tpica de los 5 tipos diferentes defluidos en el reservorio.



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COMPOSICIONES TPICAS DE FLUIDOS DEL RESERVORIO EN FASESIMPLE (UNDERSATURATED)

PetrleoNegro -

Black Oil

Petrleovoltil -

Volatile Oil

GasCondensad

o - GasCondensate

GasHmedo -Wet Gas

Gas Seco -Dry Gas

C1 48.83 64.36 87.07 95.85 86.67C2 2.75 7.52 4.39 2.67 7.77C3 1.93 4.74 2.29 0.34 2.95C4 1.60 4.12 1.74 0.52 1.73

C5 1.15 3.97 0.83 0.08 0.88C6 1.59 3.38 0.60 0.12C7+ 42.15 11.91 3.80 0.42Mw C7+ 225 181 112 157GOR 625 2000 18,200 105,000API 34.3 50.1 60.8 54.7Color dellquido

Negro averdoso

Plido anaranja

transparente

Blanco aligeramentecoloreado

Blanco

BALANCE DE MATERIALES COMPOSICIONAL

La ecuacin de balance de materia convencional (MBE) trabaja bien parareservorios de gas seco (dry gas) y para reservorios de petrleo (black oil). Sinembargo, si el fluido del reservorio es un petrleo voltil o un gas condensado,puede ocurrir un gran error debido a que no se estn tomando en cuenta losefectos composicionales.

El objetivo de ste captulo es desarrollar una ecuacin que puede ser aplicadapara estimar el petrleo y gas original en sitio para cualquier tipo de fluidospresentes en el reservorio, ya sea se encuentren sobresaturados(undersaturated, sobre Pbo Pd) o saturados (saturated, debajo de Pbo Pd).

La ecuacin de balance composicional de materia (compositional materialbalance equation -CMBE) puede trabajar con todos los tipos de fluidos delreservorio, an si se manipula al reservorio cmo un modelo tanque ignorandolos efectos de la permeabilidad relativa.

Las principales suposiciones y limitaciones de la ecuacin de balance demateria convencional MBE, son:



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(1) Existen 2 componentes hidrocarburos, el petrleo (stock-tank oil)y el gas (surface-gas).

(2) El gas en superficie, puede ser disuelto en las fases petrleo ygas (tomadas en cuenta por Rs).(3) El petrleo (stock-tank oil o petrleo en superficie) no puedeser volatilizado hacia la fase gas.

(4) Los efectos composicionales son ignorados y las propiedadestales como Rs, Bg, y Bo solo dependen de la presin ytemperatura.

Como resultado, la MBE esta limitada solo a su uso en petrleo (black oil) ygas.

Algunos fenmenos que ocurren en el reservorio son:

(1) A medida que la presin declina por debajo del punto deroco en los reservorios de gas condensado, se descarga lquidodentro del espacio poroso del reservorio (el dropout lquidopuede ser tan alto como 30 - 35% del volumen poroso).

(2) Las correlaciones para la viscosidad del gas seco (dry gas) nopueden reproducir la variacin de viscosidad de un gascondensado debido a los efectos composicionales.

(3) Los reservorios de gas condensado y petrleo voltil producenpetrleo destilado a partir de la fase vapor producida.

(4) A medida que la composicin de los hidrocarburos llega a ser ricaen componentes intermedios (C4- C8), el Rs, Bg, and Bo llegan aser ms dependientes de la composicin, en adicin a latemperatura y presin.

Los puntos (1) y (3) indican que el petrleo en superficie esta tambin disuelto

en la fase gas. El concepto utilizado es tratar con todos los fluidos delreservorio que toman en cuenta el llamado petrleo voltil (petrleo disuelto enel gas).

Definiremos una nueva propiedad PVT que toma en cuenta el volumen depetrleo volatizado en superficie disuelto por unidad de volumen de gas ensuperficie. Esta propiedad es llamada Rv.

El Rv de un reservorio de gas condensado a P1, T1(presin y temperatura delreservorio) se obtiene por expandir un volumen fijo de este gas hasta PSC, TSC.El volumen de gas en superficie y el stock tank oil obtenidos son medidos. El

Rv es calculado como el nmero de STB de petrleo en superficie obtenido por



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pe cbico de gas en superficie a condiciones estandar. Este petrleo queaparece en superficie estuvo volatilizado a condiciones de reservorio. Parapresiones sobre la presin de saturacin Rv es la inversa de Rs. Pero parapresiones P < Psaturation no es lo mismo, debido a que nosotros estamos

considerando la fase petrleo y gas.

MMSCF

STB

GASsc

PETROLEOscRv ==

Algunos valores tpicos para Rvson:

R (STB/MMSCF)Petrleo Negro - Black Oil 0 10Petrleo Voltil - Volatile Oil 10 - 200Gas Condensado - Gas Condensate 50 250Gas Hmedo - Wet Gases 20 100Gas Seco - Dry Gases 0 2



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DERIVACIN DE LA ECUACIN DE BALANCE COMPOSICIONAL

(COMPOSITIONAL MATERIAL BALANCE EQUATION CMBE)

Para efectos de simplificar el anlisis, se asumir un reservorio volumtrico,con una compresibilidad de la roca y el agua insignificantes.

Se utilizar, para condiciones de reservorio, la nomenclatura siguiente:

Condicin InicialGigg Gas inicial, en fase gaseosa, SCFGigc Gas inicial, disuelto en fase lquida (condensado), SCFNicc Condensado inicial, en fase lquida, STBNicg Condensado inicial, disuelto en fase gaseosa, STB

Rsi Relacin Pies cbicos de gas disuelto en 1 STB, SCF/STBRvi Relacin Barriles de condensado en 1 SCF, STB/SCFN Condensado inicial en sitio (OCIP), STBG Gas inicial en sitio (OGIP), SCF

Para un tiempo t, despus de iniciada la produccinNcc Condensado, en fase lquida, STBNcg Condensado, disuelto en fase gaseosa, STBGgg Gas, en fase gaseosa, SCFGgc Gas, disuelto en fase lquida (condensado), SCFNp Condensado producido, STB

Gp Gas producido, SCFRv Relacin de Barriles de condensado disueltos en 1 SCF,STB/SCF

Rg Relacin Gas Inyectado/Gas Producido, SCF/SCFRs Relacin Pes Cbicos de gas disuelto en 1STB, SCF/STBGpn Gas producido neto, SCFGCR Similar a GOR, Gas acumulado neto/Condensado

acumulado neto, SCF/STB

Derivacin de la Ecuacin

El condensado inicial esta compuesto de un equivalente en superficie (STB) a:condensado inicial en fase lquida + condensado inicial disuelto en la fasegas.

NNicgNicc =+ (Ec-01)



86

Balance del volumen del condensado en el reservorio:

Para un tiempo determinado, se tiene:

STB de condensado en fase lquida + STB de condensado disuelto en lafase gas = STB de condensado en sitio inicial - STB de condensadoproducido

El condensado actual en-sitio es igual al inicial menos lo producido.

NpNNcgNcc =+ (Ec-02)

donde

RvGggNcg = (Ec-03)

Balance del volumen de Gas en el reservorio:

El Gas inicial en-sitio esta compuesto de un equivalente en superficie (SCF)Gas disuelto en la fase lquida + Gas en fase gas.

GiggGigcG += (Ec-04)

Para un tiempo determinado, se tiene:

SCF de gas en fase gas + SCF de gas disuelto en la fase lquida = SCF degas inicial - SCF de gas producido + SCF de gas inyectado

rgGpGpGGgcGgg +=+

)1( rgGpGGgcGgg =+ (Ec-05)

en la cual, rges la fraccin de gas inyectado al reservorio, respecto del gasproducido (Gp).

Los SCF de gas disuelto en la fase lquida (condensado) esta dada por:

RsNccGgc = (Ec-06)

Reemplazando la Ec-03 en la Ec-02



87

NpNRvGggNcc =+

RvGggNpNNcc = )( (Ec-07)

Reemplazando la Ec-06 en Ec-05:

GgcrgGpGGgg = )1(

)()1( RsNccrgGpGGgg = (Ec-08)

reemplazando la Ec-07 en Ec-08

[ ] RsRvGggNpNrgGpGGgg = )()1(

Resolviendo para Ggg, se obtiene:

)1(

)()1(

RsRv

RsNpNrgGpGGgg

= (Ec-09)

De manera similar procedemos para obtener Ncc, reemplazando Ggg de Ec-08en Ec-07

[ ] RvRsNccrgGpGNpNNcc = )1()(

[ ] RvRsNccRvrgGpGNpNNcc += )1()(

[ ] RvrgGpGNpNRvRsNccNcc = )1()(

)1(

)]1([)(

RsRv

RvrgGpGNpNNcc

= (Ec-10)

El gas producido y vendido (Gas producido neto) es:

rgGpGpGpn =

)1( rgGpGpn = (Ec-11)



88

Un balance de volumen a cualquier tiempo, considera:

Volumen poroso = Volumen de condensado + Volumen de gas + Volumende agua

SwVpBgGggBoNccVp ++= (Ec-12)

El volumen en el reservorio de la fase agua es:

Volumen de agua = Volumen inicial de agua + Agua inyectada AguaProducida + Influjo de Agua (We)

Para nuestro caso, no consideraremos el We.

BwWpBwWiSwiVpSwVp += (Ec-13)

Sustituyendo Vp * Sw en la Ec-12

BwWpWiSwiVpBgGggBoNccVp +++= )( (Ec-14)

Sustituyendo para Ncc y Ggg evaluado en (Ec-10) y (Ec-09) y arreglando,tenemos:

[ ]BWpWiSwiVpBg

RsRv

RsNpNrgGpGBo

RsRv

RvrgGpGNpNVp ++

+

= )()1(

)()1(

)1(

)1()(

insertando la Ec-11

[ ] BwWpWiSwiVpBgRsRv

RsNpNGpnGBoRsRv

RvGpnGNpNVp ++

+

= )(

)1()(

)1()(

rearreglando:

BwWpWiRsRv

GpnGBoRvBgNpNBgRsBoSwiVp +

+= )(

)1(

))(())(()1(

(Ec-15)



89

Para hacer la ecuacin (Ec-15) simple, definiremos al GCR de produccinacumulada, (simil de GOR) como:

Np

Gpn

Np

rgGpGCR =

=

)1( (Ec-16)

El condensado original en-sitio (OCIP), N y el gas original en-sitio (OGIP), G ,se expresan como:

De (Ec-01) y (Ec-03)

RviGiggNiccN += (Ec-17)

De (Ec-04) y (Ec-06)

RsiNiccGiggG += (Ec-18)

Haciendo la (Ec-14) para las condiciones iniciales:

BwWpWiGiggBgiNiccBoiSwiVp ++= )()1( (Ec-19)

Si hacemos F = volumen inicial de HC = Vp*(1-Swi) = N, tendremos :

BwWpWiEgGiggEoNiccF ++= )( (Ec-20)

Para un tiempo determinado, F = volumen de HC = Vp*(1-Sw) = N-Np,tendremos:

])1(

)()1([

RsRv

BgRsGCRGCRRvBoNpF

+= (Ec-21)

Revisando



90

Np

rgGpGCR

)1( = (Ec-16)

Y

BoiBtoEo = (Ec-22)

BgiBEg = tg (Ec-23)

])1(

)()1(

RsRv

BgRsRsiRsiRvBoBto

+

= (Ec-24)

])1(

)()1(tg

RsRv

BoRvRviRviRsBgB

+

= (Ec-25)

Fsicamente Bto representa a los volmenes totales de las fases petrleo+gasque resulta de la expansin de un volumen unitario de la fase petrleoinicialmente saturada. Btg representa a los volmenes totales de las fasespetrleo+gas que resultan de la expansin de la fase gas inicialmentesaturada.

Algunos mecanismos secundarios de produccin, tales como lascompresibilidades de la roca y el agua fueron consideradas insignificantes enesta derivacin, pero pueden ser fcilmente incorporados.

Las ecuaciones desde la (Ec-19) hasta la (Ec-25) constituyen el CMBE. Estasson idnticas a las de MBE si y solo si, el trmino petrleo volatilizado -volatilized oil (Rv a cualquier t, y Rvi inicial), se considera cero.

Para el uso de CMBE, se requiere:

(.) Datos de presin y produccin: P, Np, Gp, rp, Wp(.) Composicin inicial del fluido: zi , T, y parmetros de reservorio(.) Propiedades de los fluidos, evaluados como una funcin de la presin y

composicin: Rs, Bo, Bg, Rv para todas las presiones reportadas.



91

Una vez que F, Eo y Eg han sido calculados para diferentes presiones, F esploteada contra Eo (o Eg) de la manera usual. El CMBE se reduce a MBE parael black oil y gas seco cuando Rv es considerada insignificante.

EJEMPLO 01BALANCE DE MATERIALES PARA RESERVORIOS DE GASCONDENSADO

Dados los datos, calcular el N correspondiente a la cantidad de condensado in-situ:

Nota: Rps = Rsi

Usar Ec-21 y Ec-22.

Eo vs F - Balance Mater ia Composicional

y = 1E+08x - 519226

R2

= 0.9988

0

5,000,000

10,000,000

15,000,000

20,000,000

25,000,000

0.000000 0.050000 0.100000 0.150000 0.200000 0.250000

Eo

F



92

La mejor lnea tiene la ecuacin:

F = -519,226 + 100x106 Eo

Con lo cual se tiene:

N = 100 MM STB de condensado (o petrleo).

EJEMPLO 02RESERVAS DE GAS Y LIQUIDOS DEL GAS

La produccin inicial de un reservorio de gas condensado es de 30,000 bl/d delquidos (Lquidos del Gas Natural - LGN) y 350 MMscf/d. La gravedad del LGNen el punto de fiscalizacin es de 52API a 60 F y la gravedad especfica delgas es de 0.73. La presin inicial del reservorio es de 3,500 psi y latemperatura del reservorio es 185 F. La porosidad promedio efectiva alhidrocarburo es de 17%.

Si se asumen condiciones estndar de 14.7 psi y 60F, se pide:

(a)Cual es el LGR de la produccin?(b)Cual es el GOR inicial?

(c)Cual es el peso molecular del LGN?(d)Cual es la gravedad especfica de la produccin total?(e)Calcular el factor de descviacin del Gas (Z) a las condiciones iniciales delfluido y de la presin del reservorio, para Tc=420R y Ppc=653 psi.(f)Calcule las moles iniciales in-situ por acre-pie.(g)Calcule cual es el porcentaje en mol que representa el gas, durante laproduccin mencionada.(h)Calcule los volmenes que representaran el gas y LGN a condiciones in-situ.(i)Cuanto de gas a condiciones in-situ, representa la produccin.

SOLUCION

(a)Considerando:

MMscfbldMMscf

db

Gas

LiquidoLGR /71.81

/350

/000,30=

==



93

(b)

blSCFdb

dMMscf

Liquido

Gas

GOR /7.666,11/000,30

/350

=

==

(c)

97.1319.552

084,6=

=

LiqPM

(d)Usando:

o

o

og

T

MGOR

GOR

+

+=

000,132

584,4

771.05.13152

5.141

5.131

5.141=

+=

+=API

o

( )( ) ( )( )

( )9766.0

97.131

771.0000,132667,11

771.0584,473.0667,11=

+

+=

T

(e)Usando:

536.1420

460185 =+=prT

36.5653

500,3==

prP

Usando grfico de correlaciones, se obtiene:

Z = 0.82



94

(f)Para las condiciones de reservorio, el nmero de moles en 1 acre-pie:

TRZnVP =

( )( )( )( )( )( )

006.567,4097.675,5

200,918'25

46018573.1082.0

17.0560,43500,3==

+=

=

TRZ

VPn

(g)

%8.939376.0

97.131

771.0350

4.379

667,11

4.379

667,11

350

4.379

4.379

==

+

=

+

=+=

L

LLg

g

g

M

GOR

GOR

nn

n

f

(h)Previamente, a condiciones estandar (z=1), para el gas en-sitio:

TRnVP =

= P

TR

nV

( )9376.0

7.14

6046073.10567,4

+=V

( ) pieacMMscfV == /623.19364.06.379567,4

Para los lquidos:

pieacblblscf

pieacMMscfNL =

= /1.139

/667,11

/623.1

(i)El gas total, a ser retirado del reservorio es (la produccin de gas representael 93.64% del total de moles producidas):



95

dMMscfdMMscfDiarioGas

GP /77.3739364.0

/350

9364.0==

=

El retiro total de gas del reservorio ser:

s

ss

rr

r

T

VP

TZ

VrP =

r

r

r

s

ssr Z

P

T

T

PVV

=

dMMftVr /596.182.03500

460185

60460

7.1477.373 3=

+

+

=

EJEMPLO 03RECUPERACION DE GAS Y LIQUIDOS

Calcular el comportamiento de un reservorio de gas condensado sobre la basede datos de laboratorio que se muestran en las tablas siguientes y otros datosal respecto son:

Pi = 2,960 psi (punto de rocio),Pa = 500 psi,Tr = 195FSwi = 0.30= 0.25Tsc = 60F

Psc = 14.7 psiVcell = 947.5 cm3

PMc7+ = 114 lb/lb-molc7+ = 0.755 a 60F.



96

1 2 3 4 5 6 7 8

Composicin del gas producido (Mol fraccin)Psi C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7+

2,960 0.752 0.077 0.044 0.031 0.022 0.022 0.0522,500 0.783 0.077 0.043 0.028 0.019 0.016 0.0342,000 0.795 0.078 0.042 0.027 0.017 0.014 0.0271,500 0.798 0.079 0.042 0.027 0.016 0.013 0.0251,000 0.793 0.080 0.043 0.028 0.017 0.013 0.026

500 0.768 0.082 0.048 0.033 0.021 0.015 0.033

9 10 11 12A condiciones de celda (195F y presin de celda)

Psi Gas producido(cm3) Lquidoretrgradodisponib le en la

celda (cm3)

Volumen delquidoretrgrado, (%)

Z

2,960 0.0 0.0 0.0 0.7712,500 175.3 62.5 6.6 0.7942,000 227.0 77.7 8.2 0.8051,500 340.4 75.0 7.9 0.8351,000 544.7 67.2 7.1 0.875

500 1,080.7 56.9 6.0 0.945

Considere que por aspectos de tecnologa, la recuperacin de los lquidos escomo sigue:

C4 (butanos) = 25% como lquidos,C5 (pentanos) = 50% como lquidos,C6 (hexanos) = 75 % como lquidos,C7+ (heptanos y mas pesados) = 100% como lquidos.

SOLUCIONSe efectuarn los clculos para una unidad (acre-pie) de reservorio.Se genera la siguiente tabla de resultados:



97

1 2 3 4 5 6 7 8

Psi Gp GasRes.

NL Rsi Gp % %

2,960 0.0 0.0 0.0 10,600 0.0 0.0 0.02,500 240.1 225.1 15.3 14,700 15.2 15.6 10.72,000 245.2 232.3 13.1 17,730 30.7 31.7 19.81,500 266.0 252.8 13.3 19,010 47.6 49.3 29.11,000 270.8 256.9 14.0 18,350 64.7 67.1 38.9

500 248.7 233.0 15.9 14,650 80.4 83.3 50.0 1,270.8 1,200.1 71.6

Se presentar el detalle para el clculo cuando el reservorio se depleta desde2,960 psi a 2,500 psi.

Columna (2):Corresponde al nivel de extraccin de gas del reservorio, en MSCF/acre-pie

El volumen disponible para hidrocarburos se obtiene por:

( ) pieacftxxVHC == /623,730.0125.0560,433

El gas que se produca en el reservorio real, a partir de los datos delaboratorio:

pieacftV =

= /4.410,1

5.947

3.175623,7 3500,2960,2

Convirtiendo este volumen a condiciones estndar (SCF):

( ) SCFxx

x

TRZ

VP

P

TRV

rr

rr

Std

StdStd =

=

= 7.659,239

65573.10794.0

410,1500,24.379500,2960,2

MSCFV = 240500,2960,2

Esta cantidad representa el volumen de gas (como fase gas) que sale delreservorio, en SCF.



98

Columna (3)

El volumen de gas (240 MSCF) que sale del reservorio, cuando llega a

superficie, por efectos de presin y temperatura, se convierte en gas seco ylquidos del gas natural, cuyos volmenes son:

El nmero de moles que se convierte a lquidos:

[ ] fraccinmolxxxNL =+++= 0625.0034.0)016.075.0()019.05.0()028.025.0(

Por lo tanto, la cantidad de gas (a condiciones de reservorio y SCF) que seconvertir en lquidos a las condiciones de superficie, ser:

MSCFxGL 150625.0240 ==

Y la cantidad de gas, que se mantendr como gas, a condiciones de superficie,ser:

240 MSCF 15 MSCF = 225 SCF.

Columna (4)

Por otro lado, los 15 MSCF de gas (a condiciones de reservorio, en SCF) que

se convertir a lquido, se cuantifica como lquido de acuerdo a:

El C7+, rinde de acuerdo a:

MSCFgalxxgallbmollbMSCF

PMC

C

C /7.47755.0337.83794.0

114

)/337.8()/3794.0( 7

77 ==

=+

++

El total de lquido:

[(0.25x0.028x240)(32.04)+(0.50x0.019x240)(36.32)+(0.75x0.016x240)(41.03)+

(0.034x240)(47.7)] =

[(1.68)(32.04)+(2.28)(36.32)+(2.88)(41.03)+(8.16)(47.7)] =

[(53.827)+(82.81)+(118.166)+(389.23)] = 644 galones = 644/42 = 15.3 STB.



99

Columna (5)

STBSCFSTB

MSCF

GOR /706,143.15

225

=

=

Columna (6), (7) y (8):

El volumen de gas in-situ de un acre-pie, se puede obtener a partir delvolumen de reservorio disponible para hidrocarburo, a condiciones de presininicial (2,960 psi) y llevarlo a condiciones estandar, tal como:

( ) SCFxx

x

TRZ

VP

P

TRV

rr

rr

Std

StdStd =

=

= 580,1

65573.10771.0

623,7960,24.379960,2

Si repetimos los pasos correspondientes a las columnas (3) y (4), para ladistribucin de moles, pero para la condicin inicial, se obtendr:

La fraccin molar que se convierte en lquido ser 0.088 y la recuperacinlquida ser de 3.808 galones/MSCF (3.808 / 42 = 0.097 bl/SCF), por lo que:

G = (1-0.088) (1,580 SCF) = 1,441 MSCF/acre-pie,N = 0.097 x 1,580 SCF = 143.2 STB/acre-pi

Por lo tanto, las recuperaciones en el tramo 2,960 psi a 2,500 psi sern:

Recuperacin considerando el retiro del gas del reservorio: 240/1,580 =15.19%Recuperacin considerando el gas recuperado en superficie: 225/1,441 =15.61%

Recuperacin de lquidos: 15.3 / 143.2 = 10.68%


comportamiento de los reservorios de gas condensado

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