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ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LAS PRUEBAS PVT

Jhon Enrique Ramírez Mantilla

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LAS PRUEBAS PVT

Jhon Enrique Ramírez Mantilla

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE INGENIERÍAS FISICOQUÍMICAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BUCARAMANGA 2015

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ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LAS PRUEBAS PVT

Jhon Enrique Ramírez Mantilla

Cód. 2120771

Trabajo Final de Laboratorio de Fluidos. Correspondiente al primer semestre del año 2015 – UIS. Presentado a:

M.Sc. John Alexander León Pabón

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE INGENIERÍAS FISICOQUÍMICAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BUCARAMANGA 2015

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4

CONTENIDO LISTA DE FIGURAS ................................................................................................ 8 LISTA DE TABLAS ................................................................................................ 10 INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 11 OBJETIVOS ........................................................................................................... 12 1

GENERALIDADES .......................................................................................... 13 1.1

TOMA DE MUESTRAS DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO ....................... 13

1.1.1

¿Qué es una muestra?....................................................................... 13

1.1.2

Muestras representativas. .................................................................. 14

1.1.3

Tipos de muestreo para pruebas PVT................................................ 18

1.1.4

Criterios de selección del método de muestreo. ................................ 24

1.1.5

Criterios de selección de pozo para muestreo. .................................. 26

1.1.6

Acondicionamiento del pozo para muestreo. ..................................... 28

1.2

PRINCIPALES PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO.. 30

1.2.1

Composición de gas y aceite. ............................................................ 30

1.2.2

Densidad, 𝜌 ........................................................................................ 30

1.2.3

Coeficiente de viscosidad, 𝜇 ............................................................... 32

1.2.4

Gravedad específica, 𝛾 ...................................................................... 33

1.2.5

Factor de Compresibilidad, 𝑍 ............................................................. 34

1.2.6

Comportamiento de fases. ................................................................. 35

1.2.7

Relación de solubilidad Gas – Aceite, 𝑅𝑠 ........................................... 37

1.2.8

Relación de Gas – Aceite producido, 𝐺𝑂𝑅 ......................................... 38

1.2.9

Factor Volumétrico de Formación (FVF). ........................................... 38

1.2.10 1.3

Coeficiente Isotérmico de comprensibilidad, 𝐶 ............................... 39

CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO......................... 40

1.3.1

Clasificación de los yacimientos de hidrocarburos. ............................ 40

1.3.2

Fluidos presentes en un yacimiento. .................................................. 50

1.3.3

Composición molar típica de sistemas de hidrocarburos. .................. 59

5

2

1.3.4

Identificación de los fluidos del yacimiento. ........................................ 62

1.3.5

Distribución de fluidos en el yacimiento. ............................................ 64

PRUEBAS PVT ............................................................................................... 66 2.1

OBJETIVO DEL ANÁLISIS PVT ............................................................... 66

2.2

TIPOS DE ANÁLISIS PVT ........................................................................ 67

2.2.1

Correlaciones Empíricas. ................................................................... 67

2.2.2

Ecuaciones de Estado (EOS). ............................................................ 68

2.2.3

Modelos de redes neuronales artificiales. .......................................... 69

2.2.4

Pruebas de Laboratorio. ..................................................................... 71

2.3

2.3.1

Análisis composicional. ...................................................................... 72

2.3.2

Expansión a Composición Constante (CCE). ..................................... 73

2.3.3

Liberación Diferencial (DL). ................................................................ 77

2.3.4

Agotamiento a Volumen Constante (CVD). ........................................ 81

2.3.5

Separación multi-etapa (Pruebas de separador). ............................... 85

2.3.6

Mediciones de Viscosidad. ................................................................. 90

2.4

3

PRUEBAS DE LABORATORIO BÁSICAS ............................................... 72

PRUEBAS DE LABORATORIO DE APLICACIÓN ESPECIAL ................. 92

2.4.1

Prueba de Hinchamiento. ................................................................... 93

2.4.2

Prueba de tubo delgado. .................................................................... 97

2.4.3

Pruebas multi-contacto..................................................................... 100

2.4.4

Recombinación de muestras de aceite y gas. .................................. 103

CONSIDERACIONES PARA EL ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS PVT .......... 107 3.1

VALIDACIÓN DE PRUEBAS PVT PARA ACEITE NEGRO ................... 107

3.1.1

Prueba de Densidad......................................................................... 107

3.1.2

Prueba de linealidad de la función “Y”. ............................................. 108

3.1.3

Prueba de balance de materia. ........................................................ 109

3.1.4

Prueba de desigualdad. ................................................................... 109

3.2

VALIDACIÓN DE PRUEBAS PVT PARA GAS CONDENSADO ............ 110

3.2.1 4

Recombinación matemática. ............................................................ 110

TECNOLOGÍAS EMERGENTES .................................................................. 114 6

4.1

TECNOLOGÍA DE ANÁLISIS EN FONDO DE POZO (DFA) .................. 114

4.1.1

Justificación de la tecnología. .......................................................... 114

4.1.2

Generalidades del análisis DFA. ...................................................... 114

4.1.3

Descripción de procedimiento. ......................................................... 116

4.1.4

Ventajas y Desventajas de su aplicación. ........................................ 116

CONCLUSIONES ................................................................................................ 117 ANEXO – A .......................................................................................................... 119 BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................... 120

7

LISTA DE FIGURAS

Portada

Portada. Tomado de ©SCHLUMBERGER. Oifield Review. Winter 2009//2010. Vol. 21, no. 4. pp 41.

Figura 1

Esquema de las fuentes de error más comunes en las toma de muestras.

16

Figura 2

Esquema del muestreo con WTF.

21

Figura 3

Esquema de puntos de muestreo en las líneas de salida de un separador.

22

Figura 4

Diagrama P-T con tendencias de los diferentes tipos de fluidos hidrocarburos del yacimiento.

36

Figura 5

Diagrama de fase típico de un aceite de baja merma.

51

Figura 6

Diagrama de fase típico de un aceite negro ordinario.

52

Figura 7

Diagrama de fase típico de un aceite de alta merma.

53

Figura 8

Diagrama de fase típico de un aceite cercano a las condiciones críticas.

54

Figura 9

Comparación del fenómeno de encogimiento o merma para los diferentes tipos de aceites.

55

Figura 10

Tendencia en la gravedad API y de la razón gas-aceite producido para diferentes sistemas de hidrocarburos.

64

Figura 11

Esquema de una red neuronal artificial.

70

Figura 12

Esquema de la prueba CCE.

75

Figura 13

Esquema de la prueba DL.

78

Figura 14

Esquema de la prueba CVD.

83

Figura 15

Esquema de un separador de tres etapas.

86

8

[Portada]

Figura 16

Esquema de la expansión de volumen del aceite durante la prueba de hinchamiento.

93

Figura 17

Esquema de montaje de laboratorio para prueba de hinchamiento.

95

Figura 18

Esquema de la prueba de tubo delgado.

98

Figura 19

Esquema de la prueba multi-contacto.

101

Figura 20

Esquema del montaje para una recombinación de muestras de gas y aceite.

104

Figura 21

Gráfica típica de Función Y vs Presión.

108

9

LISTA DE TABLAS

Tabla 1

Identificación de algunos mecanismos de producción primaria a partir del factor de recobro típico para un yacimiento de petróleo y gas.

46

Tabla 2

Composición molar típica de fluidos del yacimiento en estado monofásico.

60

Tabla 3

Composición molar típica de varias clases de fluidos hidrocarburos del yacimiento.

60

Tabla 4

Composición molar típica de cuatro mezclas de hidrocarburos generales que pueden darse a condiciones de yacimiento.

61

Tabla 5

Criterios de identificación en campo de los fluidos del yacimiento. Criterios de identificación de fluidos del yacimiento en laboratorio. Resultados reportados de la prueba CCE para cada sistema de hidrocarburos aplicable.

62

Tabla 8

Resultados reportados de la prueba DL para cada sistema de hidrocarburos aplicable.

80

Tabla 9

Resultados reportados de la prueba CVD para cada sistema de hidrocarburos aplicable.

84

Tabla 10

Conversión de viscosidad Saybolt a viscosidad cinemática y selección de tipo de viscosidad Saybolt de acuerdo al tiempo de transito del fluido a través de un orificio capilar.

91

Tabla 11

Criterios de temperatura y tiempo de flujo en selección de orificio capilar.

92

Tabla A-1

Guía de métodos de muestreo y mediciones de laboratorio PVT.

114

Tabla 6 Tabla 7

10

63 76

INTRODUCCIÓN El siguiente trabajo constituye una revisión bibliográfica sobre los aspectos básicos del análisis y evaluación de las pruebas de laboratorio para el estudio PVT de los fluidos del yacimiento, y está dirigido a estudiantes de pregrado en ingeniería de petróleos y carreras afines, interesados en los fundamentos de las prácticas recomendadas para la correcta toma de muestras y en los procedimientos de laboratorio básicos en la caracterización de los fluidos del yacimiento. Como metodología se propone un capitulo inicial para la revisión de conceptos generales relacionados con las técnicas de toma de muestras para pruebas PVT, los criterios de selección y consideraciones adicionales para la correcta selección de las prácticas de muestreo, y finalmente, algunos conceptos básicos sobre propiedades de los fluidos y tipos de fluidos hidrocarburos del yacimiento. En la segunda sección del trabajo son presentadas las pruebas de laboratorio para análisis PVT de uso rutinario por los laboratorios de fluidos especializados en caracterización de fluidos y determinación de propiedades PVT. Es importante resaltar que en esta sección son descritas cada prueba, además de ser explicado paso a paso el procedimiento respectivo. Adicionalmente son explicadas algunas de las pruebas especiales para análisis PVT, aclarando que la magnitud de este grupo de pruebas PVT puede ser tan amplia como cuántos escenarios específicos son requeridos desarrollar y estudiar. Muchas de las decisiones de ingeniería dependen del conocimiento de las propiedades de los fluidos del yacimiento, no obstante, el sólo desarrollo de las pruebas de laboratorio y su posterior interpretación de resultados no es suficiente para asegurar que el objetivo del análisis PVT sea satisfactorio. En la tercera sección son presentados algunos métodos de validación de resultados para las pruebas de laboratorio, haciendo énfasis en los sistemas de hidrocarburos de aceite negro y gas condensado, los cuales tienen por objetivo demostrar la validez y consistencia de los resultados obtenidos. En la cuarta sección se presenta una de las tecnologías de mayor peso en la actualidad cuyo objetivo se fundamenta en llevar las pruebas PVT de laboratorio a fondo de pozo, es decir, medir las propiedades PVT de los fluidos directamente a condiciones originales, con el fin de eliminar la incertidumbre generada por las prácticas de muestreo. Finalmente, se presentan las conclusiones que póstumo a la revisión bibliográfica, en si misma extensa, llegaron a ser deducidas por los integrantes del trabajo esperando que los interesados puedan tener una mejor comprensión de los temas mostrados, y por qué no, llegar a proponer mejores interpretaciones a partir de éstas acerca de lo que fue, es, y será el análisis PVT para la industria petrolera. 11

OBJETIVOS Objetivo General

1. Hacer una revisión bibliográfica acerca de las pruebas de laboratorio para análisis PVT más comunes, identificando parámetros de diseño y consideraciones de cada prueba.

Objetivos Específicos

1. Definir la importancia de las buenas prácticas de muestreo y su influencia en el análisis de las propiedades PVT a través de las pruebas de laboratorio. 2. Conocer los diferentes métodos para análisis de propiedades PVT, sus fundamentos y limitaciones. 3. Conocer los parámetros de diseño y aplicación de las pruebas de laboratorio para análisis PVT más comunes.

12

1 GENERALIDADES Los análisis de laboratorio de fluidos del yacimiento permiten determinar propiedades de los fluidos para luego entablar estrategias de producción, optimizar equipos de tratamiento y transporte, y prevenir distintas complicaciones operacionales como corrosión, entre otras. Si las muestras analizadas no son “representativas”, los análisis resultantes tampoco serán “representativos”; carecerán de fundamento real, aunque estén hechos con las mejores pruebas de laboratorio. En este apartado se revisan los conceptos relacionados con el muestreo y cómo obtener muestras fiables para las futuras prácticas de laboratorio de análisis PVT; además se definen conceptos de mayor prioridad en el análisis PVT relacionados con la caracterización y evaluación de los fluidos del yacimiento. 1.1

TOMA DE MUESTRAS DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO

La toma de muestras o muestreo, consiste en todos los pasos requeridos para obtener una muestra que sea representativa de los fluidos del yacimiento contenidos en cualquier tubería, tanque, separador, en cara de pozo (fondo de pozo; muestra directa a condiciones de yacimiento), o en otra forma de confinamiento y situar esta muestra en un contenedor adecuado a partir de la cual se puedan tomar posteriores análisis (1). 1.1.1 ¿Qué es una muestra? En una forma general, la toma de muestras (muestreo) es la operación de remover una porción de un material (fluidos de yacimiento, fragmentos de roca, entre otros) para analizar e identificar sus propiedades de acuerdo a los intereses de la investigación en proceso, de tal manera, que la porción de material removido, al cual llamaremos muestra, sea representativa del volumen total del material. Las muestras de fluidos del yacimiento son obtenidas por un amplio número de razones, algunas de ellas se citan a continuación (2) (3):

1

ASTM international. Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products. En ASTM D4057-12 (2013), p. 4. 2 BON, J. et al. Reservoir Fluid Sampling Revisited – A Practical Perspective. En Society of Petroleum Engineers, SPE 101037 (Septiembre 2006), p. 1.

13

   

   

Análisis PVT para posteriores cálculos de ingeniería y caracterización del fluido de yacimiento. Determinación de los componentes que existen en un yacimiento particular con el fin de comprender el valor económico del fluido (estudio de volúmenes originales en sitio, reservas, etc.). Análisis geoquímico para determinar la fuente de los fluidos. Conocer el contenido de ciertos componentes que existen en el fluido del yacimiento para mejorar las técnicas futuras de planeación del campo y los programas de perforación, tales como los componentes sulfurosos, dióxido de carbono y componentes corrosivos del fluido. Esto impactará en la selección del material a usar para los tubulares del pozo (la sarta de perforación y de producción, tubería de revestimiento, etc.), en el equipo de superficie (separadores, líneas de flujo, tanques de almacenamiento, etc.), en plantas de procesamiento y demás herramientas que puedan llegar a ser requeridas para aplicaciones específicas. Estudios especiales de flujo (potencial de flujo, precipitación de parafinas, asfaltenos, hidratos, etc.), de modo que se apliquen mejores estrategias de explotación. Obtener conocimiento de la estratificación vertical y de área o de la compartamentalización del yacimiento (continuidad del yacimiento). Determinar los componentes contaminantes que afecten el diseño de la planta de refinación tales como contenido de mercurio, sulfuros y componentes radioactivos. Diseño de facilidades de superficie y de sistemas de recolección para futuros muestreos.

Las muestras son requeridas mayormente para obtener un mejor entendimiento de la combinación de estos factores, sin embargo, no representan una solución directa de todos estos. 1.1.2 Muestras representativas. El objetivo básico del muestreo es obtener una pequeña porción (“spot sample”) para el análisis que sea realmente representativa del material o de la región foco del análisis. Con frecuencia, una serie de muestras de un mismo material pueden ser recogidas con el fin de ayudar a minimizar el azar y la “nohomogeneidad”, y así obtener de este conjunto de muestras los parámetros que definirán la representatividad a considerar durante el análisis posterior. La siguiente es una definición provista por la normativa ASTM, designación 4057-12

3

EZEKWE, N. Petroleum Reservoir Engineering Practice. Primera Edición. Person Education, Inc: USA, 2010, p. 111-114.

14

Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products, de 2013:  Una muestra representativa es una porción extraída del volumen total, que contiene los constituyentes en igual proporción a como están presentes en el volumen total (4). Las propiedades de los fluidos sólo pueden ser determinadas obteniendo una muestra representativa de los fluidos del yacimiento, pero no siempre las muestras tomadas son representativas de las condiciones del yacimiento en estudio. Los métodos de muestreo de fluidos del yacimiento están generalmente divididos en dos categorías: Muestreo en fondo de pozo y muestreo de superficie. En el muestreo de superficie, las muestras son recolectadas en superficie en varios puntos tales como en el cabezal de pozo, en las líneas de producción, en los separadores, en los tanques de almacenamiento, etc. En el muestreo en fondo de pozo, las muestras son obtenidas directamente del pozo mediante el uso de herramientas y equipos especiales, de acuerdo a distintas consideraciones que serán estudiadas más adelante. El procedimiento para la recolección de muestras de fluido del yacimiento ya sea por un método de muestreo de superficie o por muestreo en fondo de pozo, puede ser afectado por una gran variedad de factores que influyen directamente en la representatividad de la muestra en cada una de las etapas del procedimiento (5), en la Figura 1 se muestran algunas de las fuentes de error más frecuentes. Factores comunes que afectan la representatividad de las muestras en el muestreo en fondo de pozo:   

  

Contaminación por influencia de los fluidos de perforación, filtrados de lodo, y por los fluidos de completamiento. La práctica excesiva de pruebas de flujo (Drawdown) puede afectar el comportamiento de fases del fluido del yacimiento cercano al pozo. Mezcla de fluidos del yacimiento. Los patrones de flujo bifásico o multifásico pueden variar a través de la corriente de flujo en el pozo por la variación en las condiciones de presión y temperatura (dependiendo de la profundidad de muestreo). Este problema es típico en pozos con completamiento selectivo o múltiple. Flujo intermitente o “Heading” (Unloading flow: Retorno del flujo al pozo) a bajas tasas de flujo (bajo índice de producción). Perdida de componentes reactivos, tales como los compuestos sulfurosos, en los tubulares en fondo de pozo. Separación de fases en la columna estática de fluido en el pozo.

4

ASTM international. Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products. En ASTM D4057-12 (2013), p. 7. 5 EZEKWE, N. Petroleum Reservoir Engineering Practice. Primera Edición. Person Education, Inc: USA, 2010, p. 114-116.

15

 

Transferencia y transporte de las muestras. Errores en los reportes de las condiciones en fondo de pozo o de la profundidad de muestreo.

Figura 1 Esquema de las fuentes de error más comunes en las toma de muestras. Tomado de Ezekew, N. (2010) (6).

6

EZEKWE, N. Petroleum Reservoir Engineering Practice. Primera Edición. Person Education, Inc: USA, 2010, p. 115, fig. 5-1. [Modificado]

16

Factores comunes que afectan la representatividad de las muestras en el muestreo de superficie: 

   

Corriente inestable de fluido en el separador debido a la inapropiada dimensión del separador, tiempo insuficiente de permanencia dentro del sistema de separación, medidas operativas inapropiadas, y condiciones mecánicas decadentes. Entrada de condensados a través de la corriente de gas en el separador. Entrada de gas a través de la corriente de condensados en el separador. Formación de emulsiones en la salida de la corriente de condensado del separador. Errores en la medición de los parámetros operativos del separador.

La forma más efectiva de eliminar estos factores de error es conocer detalladamente el programa de muestreo y las especificaciones de los equipos disponibles, sin embargo, existen otros factores que pueden afectar el método de muestreo si no son considerados. En la literatura petrolera se encuentran descritos varios de estos factores, algunos son citados a continuación:      





No se tienen en cuenta las recomendaciones sobre el momento en que debe ser realizado el muestreo. Prácticas inapropiadas de transferencia y transporte de muestras. Para un yacimiento arquitectónicamente complejo (anisotrópico y de gran extensión con variedad de estructuras geológicas), se necesitarán realizar varios muestreos y en diferentes pozos. Puede existir una inadecuada recombinación de los fluidos (muestras de líquido y de gas) en el laboratorio. Si existen variaciones en las condiciones de producción antes o durante el muestreo, las muestras obtenidas no serán completamente fiables. Si el contenido de líquidos condensados obtenidos en superficie es demasiado pequeño, una pérdida pequeña de estos en los tubulares o en los separadores de producción puede originar que las muestras no sean representativas con respecto al fluido del yacimiento. En un yacimiento de gas subsaturado, si la saturación de gas del yacimiento es menor o igual a la saturación de gas crítica, la muestra tomada tiene en solución una cantidad de gas inferior que el petróleo original, originando que las medidas de la presión de burbujeo sean valores inferiores a la original del yacimiento. De igual manera, si se tiene un yacimiento de gas subsaturado y la saturación de gas del yacimiento es mayor a la saturación de gas crítica, la muestra tomada puede tener exceso de gas, originando que las medidas de la presión de burbujeo sean valores mayores que la presión inicial del yacimiento.

17

 



De una manera general, el tipo de muestra está definida por el tipo de yacimiento y si no se siguen las recomendaciones es altamente probable que el muestreo no aporte muestras representativas. Solamente dos tipos de muestreo de fluidos del yacimiento han sido lo suficientemente tratados como para definir si una muestra puede ser representativa: o Los fluidos del yacimiento muestreados en fondo de pozo (equipos especiales) y en superficie (separadores). o Los crudos de entrega. Toda muestra que no sea obtenida a los fines citados obliga a establecer criterios específicos de representatividad. Aunque puede resultar difícil establecer la representatividad de una muestra, es fácil obtener una muestra no representativa considerando los siguientes factores: o Ignorar la importancia de la muestra. o Asignar la función a personal que, o bien tenga un inadecuado entrenamiento o bien resista el cumplimiento de las normas de aplicación. o Utilizar recipientes contaminados o con deficiencias.

1.1.3 Tipos de muestreo para pruebas PVT. La clasificación de la toma de muestras o muestreo para pruebas PVT depende de las condiciones específicas de operación bajo las cuales sean llevadas a cabo la recolección de la muestra representativa, y su transferencia y transporte al laboratorio. 1.1.3.1 Muestreo en Fondo de pozo. Corresponde al método de muestreo más directo. La toma de muestras en el fondo del pozo o muestreo de subsuelo consiste en introducir al pozo seleccionado una herramienta de muestreo especial, con el objetivo de obtener una muestra representativa a las condiciones de presión y temperatura propias de la profundidad de muestreo. Las herramientas de muestreo de fondo son descritas a continuación. a) Muestreador de fondo convencional (Conventional Bottomhole Sampler; Flow-Trough sampler): Los muestreadores de fondo convencionales son cámaras con válvulas usadas para capturar una muestra de fluidos. El método consiste en descender al pozo un muestreador hasta una

18

profundidad pre-seleccionada (7). Estos son usualmente corridos con guaya o cable (wireline). Los muestreadores de fondo convencional funcionan con técnicas de cámara abierta al flujo o bien por cámara vacía para capturar la muestra. Para la técnica de cámara abierta al flujo, la herramienta es bajada en el pozo con las válvulas abiertas; al descender la herramienta por el pozo, la cámara de muestreo es atravesada con los fluidos del pozo; luego de ser alcanzada la profundidad de interés para muestreo, las válvulas se accionan para ser cerradas con un temporizador, o por mecanismos mecánicos o eléctricos, dependiendo del tipo de herramienta. Para la técnica de cámara vacía, la cámara desciende en el pozo con las válvulas cerradas hasta ser posicionada en la profundidad de muestreo deseada; las válvulas son abiertas y la cámara es llenada con los fluidos que se encuentran en el pozo a la profundidad establecida. En cualquiera de las técnicas, el muestreador llenado con la muestra de fluidos es llevado de regreso a superficie y la muestra es transferida a otro contenedor para ser finalmente transportada al laboratorio. En la mayoría de muestreadores, el fluido de desplazamiento para la transferencia ha sido agua, glicol, y mercurio; el uso de este último ha reducido considerablemente por aspectos medio ambientales y por seguridad. Una práctica alternativa consiste en transportar la cámara de muestreo directamente al laboratorio, donde con equipos más especializados la muestra puede ser transferida hacia otro contenedor. Esta opción es apropiada para muestras de gas condensado o para muestras de petróleo parafinico o asfáltico que pueden precipitar ceras o asfaltenos debido a los cambios de presión y temperatura (8). b) Muestreador de fondo con cámara compensada (Piston-type Bottomhole Sampler; pistonned sampler): Nuevos muestreadores de fondo han sido diseñados para sustituir el uso de fluidos tales como el mercurio por mecanismos mecánicos. Citando a Proett, M. A. et al. (1999): “los muestreadores de fondo con cámara compensada (equipo de naturaleza hidráulica) son una generación modificada de los muestreadores de fondo convencionales, estos muestreadores están equipados con un pistón móvil en la cámara de muestreo que separa las muestras de fluidos del yacimiento de un fluido hidráulico”. Los muestreadores tipo pistón también permiten mantener controlada la tasa de fluido muestreado aplicando una contrapresión durante el proceso de muestreo. Esto aumenta las probabilidades de recolectar muestras monofásicas. Sin embargo, es importante señalar que en esta herramienta pueden darse fugas del fluido

7

American Petroleum Institute. Sampling Petroleum Reservoir Fluids. Segunda Edición. En API RP 44. API Publishing Services (Abril 2003), p. 7. 8 EZEKWE, N. Petroleum Reservoir Engineering Practice. Primera Edición. Person Education, Inc: USA, 2010, p. 120.

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hidráulico hacia la muestra a través del pistón, generando un riesgo potencial de contaminación para la muestra (9). c) Muestreador monofásico (Single-Phase Samplers): Los muestreadores monofásicos son usados para recolectar fluidos del yacimiento que puedan contener asfaltenos en solución (10). Los asfaltenos pueden flocular y llegar a precipitarse si las condiciones del muestreo son favorables para su depositación (reducción en presión y temperatura). Los muestreadores monofásicos compensan la presión aplicando una contrapresión con nitrógeno en lugar de un pistón en la cámara de muestreo. Manteniendo la contrapresión más alta que la presión del yacimiento, se asegura que se mantengan las condiciones monofásicas en la cámara de muestreo. Sin embargo, desde el momento del muestreo hasta el instante en que el muestreador alcanza la superficie este estará sometido a una reducción en la temperatura, y bajo esta condición es común que se precipiten algunos asfaltenos dependiendo de su concentración en la muestra. La práctica estándar en la mayoría de laboratorios consiste en restaurar la muestra recalentándola y manteniéndola a la presión y temperatura del yacimiento durante varios días con agitación constante para lograr la mezcla completa de su contenido (11). d) Muestreador exotérmico (Exothermic Samplers): Los muestreadores exotérmicos son similares a los muestreadores monofásicos excepto que estos son diseñados para mantener la temperatura de la muestra. El fenómeno de precipitación de asfaltenos puede llegar a ser irreversible aún después de un extenso periodo de recalentamiento y mezclado; si la precipitación de asfaltenos llegase a ser crítica para el diseño del proceso en el muestreador monofásico, podría ser preferible recolectar las muestras con un muestreador exotérmico y así compensar también la temperatura. El objetivo de este muestreador es prevenir la precipitación de asfaltenos manteniendo la temperatura y presión tan cerca como sea posible de las condiciones de muestreo. Los muestreadores exotérmicos pueden ser mantenidos calientes con una camisa de calentamiento operada por baterías (12). El mejor lugar de muestreo es el punto más profundo en el pozo por donde pasa el fluido que viene de la formación y donde la presión estática no es menor 9

EZEKWE, N. Petroleum Reservoir Engineering Practice. Primera Edición. Person Education, Inc: USA, 2010, p. 120. 10 BON, J. et al. Reservoir Fluid Sampling Revisited – A Practical Perspective. En Society of Petroleum Engineers, SPE 101037 (Septiembre 2006), p. 6. 11 EZEKWE, N. Petroleum Reservoir Engineering Practice. Primera Edición. Person Education, Inc: USA, 2010, p. 120-121. 12 EZEKWE, N. Petroleum Reservoir Engineering Practice. Primera Edición. Person Education, Inc: USA, 2010, p. 121

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que la presión de saturación estimada del fluido del yacimiento. El muestreo de fondo generalmente es empleado cuando la presión fluyente del pozo es mayor que la presión de burbujeo del petróleo (o del punto de rocío en yacimientos de gas), en este caso la muestra obtenida se encuentra en una sola fase (muestra monofásica) y resulta representativa por contener el aceite y el gas combinados en las proporciones correctas. 1.1.3.2 Muestreo de fondo con probador de formación operado por cable (WFT)

Figura 2 Esquema del muestreo con WTF. Tomado y modificado de Oilfield Review (13).

Este tipo de herramienta para pruebas de formación es corrida en el pozo por guaya o cable (Wireline Formation Tester, WFT) hasta la profundidad deseada donde es posicionada con la ayuda de la herramienta de registros de pozo Gamma-Ray (14). En concreto, el probador de formación operado por cable es un nombre genérico usado para describir aquellas herramientas corridas generalmente en pozos abiertos para la medición de la presión y temperatura a profundidades de interés, y que además permiten recolectar muestras de fluidos. Estas herramientas han llegado a ser muy útiles en la caracterización de yacimientos. En las múltiples configuración presentes en la industria, la herramienta consiste básicamente de una probeta y de un sello ensamblado que puede expandirse contra el pozo para dirigir la trayectoria del flujo entre la formación y la herramienta, la cual está aislada de los fluidos de perforación o de completamiento del pozo (Figura 2). Los fluidos pueden luego fluir desde la formación productora hacía varias cámaras en la herramienta que pueden ser abiertas y cerradas a control remoto desde superficie. La mayoría de las herramientas WFT modernas están equipadas con muestreadores que pueden 13

© SCHLUMBERGER. Oilfield Review. Winter 2006, p. 6. [Modificado] American Petroleum Institute. Sampling Petroleum Reservoir Fluids. Segunda Edición. En API RP 44. API Publishing Services (Abril 2003), p. 19. 14

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mantener por contrapresión la presión de la muestra contribuyendo a que la muestra se encuentre en una sola fase si es deseado (15). 1.1.3.3 Muestreo en superficie.

Figura 3 Esquema de puntos de muestreo en las líneas de salida de un separador.

a) El muestreo de separador (Separator sampling): También llamado muestreo para recombinación, o bien, muestreo de superficie; consiste en tomar las muestras de petróleo y gas a condiciones del separador. Con las mediciones precisas de las tasas de flujo y de las condiciones en yacimiento, se recombinan las muestras de líquido y gas en el laboratorio para aproximar las condiciones originales y así estimar las propiedades de los fluidos y del yacimiento. Las muestras deben ser tomadas cuando el flujo sea estable en los separadores, preferiblemente en el separador de mayor presión y no en el tanque; se recomienda tomar la muestra en los 15

EZEKWE, N. Petroleum Reservoir Engineering Practice. Primera Edición. Person Education, Inc: USA, 2010, p. 121.

22

separadores siempre como precaución a problemas generados con las muestras de fondo y/o de Cabezal. Cualquier reporte incorrecto puede fácilmente resultar en un error del 50% para las mediciones del punto de burbuja en la muestra recombinada. La calidad de las muestras de gas es sensible a la operación del primer separador. En particular, el separador debe ser diseñado con una sección para extracción de muestras (16).Varios métodos para muestreo de gas y aceite en el separador son descritos por el Instituto Americano de Petróleo (American Petroleum Institute, API) en Recommended Practice 44: Sampling Petroleum Reservoir Fluids (2da Ed. Abril, 2003) (17). b) Muestreo de Cabezal (Wellhead Sampling): Este es el método menos común, pero potencialmente valioso, alternativo a los enfoques mencionados anteriormente. Si un fluido es encontrado a condiciones del cabezal de pozo en estado monofásico, este método puede brindar resultados más confiables, además de ser bastante practico. El problema en su aplicación radica en qué tan segura es la información acerca de que el fluido está realmente en una sola fase en el cabezal del pozo (18). Por ende, este método se limita a pozos productores de gas seco, aceites de muy bajo GOR (baja merma), y a algunos fluidos de yacimientos de altas presiones y altas temperaturas (HPHT). Como el estado del fluido no es generalmente conocido con certeza, es necesario realizar muestreos en los separadores, a modo de tener una copia de seguridad (19). c) Muestreo multifásico (Split-Phase sampling; Isokinetic sampling): El muestreo multifásico puede ser usado para tomar muestras de un fluido en el cabezal de pozo que se encuentre en dos fases o para medir el volumen de entrada de líquido en una corriente de gas. Una vez el GOR sea estable, el fluido multifásico se mezcla usando un mixing head. El mixing head es diseñado para homogenizar el líquido disperso con el gas. Luego, una probeta recolecta la muestra de gas y líquido en el GOR correspondiente (relación estable de gas – aceite producido). Un laboratorio virtual en campo se asegura de que el GOR sea estable previo al muestreo y que el fluido esté separado en la proporción correcta. Esta técnica es aplicada particularmente a yacimientos condensados que produzcan a bajas tasas 16

American Petroleum Institute. Sampling Petroleum Reservoir Fluids. Segunda Edición. En API RP 44. API Publishing Services (Abril 2003), p. 27. 17 American Petroleum Institute. Sampling Petroleum Reservoir Fluids. Segunda Edición. En API RP 44. API Publishing Services (Abril 2003), p. 27-36 18 American Petroleum Institute. Sampling Petroleum Reservoir Fluids. Segunda Edición. En API RP 44. API Publishing Services (Abril 2003), p. 8. 19 PetroWiki [En Línea]. Surface sampling of reservoir fluids: Flowline sampling. En Society of Petroleum Engineers. Sitio Web: http://petrowiki.org/Surface_sampling_of_reservoir_fluids#Flowline_sampling Consultado: 04/Julio/2015

23

con bajas relaciones de gas – condensados producidos (CGR). Es también aplicable en separadores con un alto volumen de entrada de condensados para mejorar la exactitud de la relación CGR y mejorar los datos de prueba del separador; este método no reemplaza el muestreo de separador, pero si mejora la calidad de los datos requeridos. Por otro lado, este método no siempre es económico y no siempre produce mejores resultados que las muestras de separador (20). Este método de muestreo fue producido hace más de 60 años, sin embargo en años recientes su aplicación ha incrementado, considerando los amplios avances en las tecnologías, particularmente en la medición del GOR, CGR, y en el análisis de flujo en tuberías (21) (22). Como puede notarse, la clasificación de los tipos de muestreo está delimitada por las condiciones específicas de operación en muestras en fondo de pozo, muestras en cabezal de pozo, y muestras en superficie. Sin embargo, éstas están sujetas a diversas modificaciones de acuerdo a los retos propuestos por condiciones más adversas para el muestreo, así como a modificaciones con el fin de entablar muestras de mayor calidad de acuerdo a un yacimiento o pozo en particular. La literatura actual provee de un amplio material a los interesados, no obstante, nada está totalmente estudiado y hoy por hoy se sigue trabajando en mejorar las tecnologías existentes y en aportar nuevas tecnologías. 1.1.4 Criterios de selección del método de muestreo. La selección del método de muestreo puede estar influenciada por un número importante de consideraciones. Estas incluyen el volumen de muestra requerido por el laboratorio, el tipo de fluido de yacimiento, el grado de depleción del yacimiento, las condiciones mecánicas del pozo, y el tipo de equipo disponible. El siguiente es un resumen de las ventajas relativas del muestreo en fondo de pozo y del muestreo en superficie que debe ser considerado en la selección del método de muestreo más apropiado para una aplicación dada, estandarizado por el Instituto Americano de Petróleo (23): a) Ventajas del muestreo en fondo de pozo (convencional; cámara compensada; monofásico; exotérmico): BON, J. et al. Reservoir Fluid Sampling Revisited – A Practical Perspective. En Society of Petroleum Engineers, SPE 101037 (Septiembre 2006), p. 4-5. 21 FEVANG, Ø. & WHITSON, C. G. Accurate In-Situ compositions in petroleum reservoirs. En Society of Petroleum Engineers, SPE 28829 (Octubre 1994), p. 8. 22 DYBDAHL, B. & HJERMSTAND, H. P. A systematic Approach to Sampling during Well Testing. En Society of Petroleum Engineers, SPE 69427 (Marzo 2001), p. 5-6. 23 American Petroleum Institute. Sampling Petroleum Reservoir Fluids. Segunda Edición. En API RP 44. API Publishing Services (Abril 2003), p. 8-9. 20

24

i. ii. iii. iv.

v. vi. vii.

Muestreo directo de muestra deseada. Puede mantener la presión original en la muestra (con equipo de muestreo especial). Evita el uso de separadores en superficie, y el dimensionamiento adecuado de los mismos. Evita la necesidad de dispositivos de medición de velocidad de flujo, su dimensionamiento adecuada y la calibración (para la determinación de la relación gas – aceite producido). El muestreo requiere menos información para ser transmitido a las pruebas de laboratorio. Elimina errores potenciales en la recombinación de muestras de gas y aceites requeridas del muestreo en superficie. Se requiere de menos contenedores para muestreo, ya que tres muestras de fondo pueden suministrar una cantidad adecuada y representativa para los estudios de rutina en laboratorio.

b) Ventajas del muestreo WFT: i. ii. iii. iv. v. vi.

Mismas ventajas que el muestreo en fondo de pozo. Recoge la muestra deseada directamente de la formación. La muestra representa el fluido del yacimiento de un intervalo de profundidad muy estrecho. La muestra no es afectada por los fluidos presentes en el pozo, incluso si es pozo tiene una presencia significativa de agua. Puede tomar muestras de fluido del yacimiento a las condiciones originales (antes de iniciar la vida productiva del pozo). La presión de extracción puede ser controlada durante el muestreo.

c) Ventajas del muestreo en superficie (en cabeza de pozo; en separador): i.

ii.

iii.

iv.

v.

Relativamente fácil, conveniente y menos costoso en comparación con el muestreo en fondo de pozo (por ejemplo, ningún equipo de perforación o unidad wireline se requiere en la locación). Evita la pérdida de producción durante el periodo de cierre requerido para el muestreo en fondo de pozo (período de 1 – 4 días o más para los pozos de baja capacidad de entrega). Evita la posibilidad de perder la herramienta de toma de muestras del subsuelo por pega o si el tubing es dañado o desviado, o si la herramienta de muestreo alcanza una profundidad mayor al nivel del tubing. Aplicable a los casos en que se espera que la producción de agua a la profundidad de la formación productora sea significativa o bien suficiente para impedir el muestreo en fondo. No requiere que el fluido monofásico sea producido en el pozo. 25

vi. vii. viii.

ix.

El método preferido para yacimientos saturados de gas condensado (retrogrado). Aplicable en fluidos de gas retrogrado, húmedo y seco, donde el muestreo en fondo es generalmente inadecuado. Aplicable para muestras de petróleo crudo viscoso y/o con gas en solución (Foamy oil), donde puede ser difícil obtener muestras representativas en fondo. Es más fáciles obtener grandes volúmenes de muestras y replicar el muestreo que con los muestreadores de fondo de pozo.

En general, las ventajas reportadas para el muestreo en fondo de pozo identifican desventajas para el muestreo en superficie, y viceversa. Una excepción es el frecuente problema de contaminación de la muestra por el lodo de perforación o por el filtrado de lodo que influye en las muestras de formación (WFT), pero que puede ser evitado cuando el pozo está en producción, o bien aplicando el muestreo de superficie o en fondo de pozo. 1.1.5 Criterios de selección de pozo para muestreo. 1.1.5.1 Efecto del tipo de fluido del yacimiento en la planeación Si el muestreo de un yacimiento se retrasa hasta que la presión ha caído sustancialmente por debajo de la presión de saturación del fluido original, es poco probable que el fluido del yacimiento pueda ser reproducido con exactitud en el laboratorio. En tal situación, si se justifica adecuadamente, algunas de las propiedades de los fluidos originales de yacimientos de aceite negro (pero no para condensados y con más dificultad para los aceites volátiles) pueden estimarse extrapolando las propiedades de la muestra a la presión inicial del yacimiento. Esta práctica, sin embargo, contiene un amplio margen de incertidumbre y debe evitarse siempre que sea posible. Cuando la presión en un yacimiento de fluido crítico (near-critical fluid) cae ligeramente por debajo de la presión de saturación original, la segunda fase de hidrocarburos se forma rápidamente y puede ocupar una parte apreciable del volumen total de hidrocarburos en el yacimiento. Que la segunda fase sea un gas o un líquido depende de la composición del fluido y de la temperatura del yacimiento. En cualquier caso, la formación de la segunda fase provoca cambios sustanciales en la composición del fluido en el pozo fluyente, y la obtención de una muestra representativa del fluido original llega a ser prácticamente imposible (24).

24

American Petroleum Institute. 5.2 Consideration of reservoir fluid type and well operating condition. Sampling Petroleum Reservoir Fluids. Segunda Edición. En API RP 44. API Publishing Services (Abril 2003), p. 9-13.

26

Cuando la presión del pozo en un yacimiento de gas retrogrado ha declinado por debajo de la presión de saturación, la composición del fluido fluyente puede ser significativamente diferente a la composición original del fluido original, y luego los resultados del muestro mostrarán un amplio margen de incertidumbre (25). Los yacimientos de gas seco o de gas húmedo mantienen una composición uniforme durante su vida productiva ya que el fluido está siempre en estado monofásico. Por lo tanto, una muestra representativa del fluido original de este tipo de yacimientos puede obtenerse en cualquier momento durante la vida del yacimiento. Los yacimientos de gas seco producen condensados en una tasa insignificante a condiciones típicas de separador en campo (Menos de 3 STB/MMSCF), por lo que una muestra monofásica puede ser obtenida en el cabezal de pozo u otro lugar conveniente. Por el contrario, los yacimientos de gas húmedo generan condensados a condiciones de separador en superficie de forma regular (constante); el muestreo de separador es típicamente empleado, y ya que la composición de la corriente del pozo no cambia con el tiempo, las muestras del separador se pueden tomar en cualquier momento. Se debe tener cuidado en la distinción entre un gas húmedo y un gas de comportamiento retrogrado (tal distinción puede ser difícil, si no imposible, antes de las pruebas de laboratorio del fluido). Para el gas retrogrado, como fue descrito anteriormente, el retraso en el muestreo puede tener consecuencias adversas (26). La mejor medida de seguridad en la asertividad de los resultados para cualquier tipo de yacimiento es tomar muestras en la etapa temprana de los pozos tan rápido como sea posible. 1.1.5.2 Otras consideraciones. También se deben considerar las características productoras de cada pozo. Las características de producción deseables son: Producción de agua insignificante (nula); GOR y gravedad específica del petróleo en tanque típica de pozos circundantes; índice de productividad relativamente alto; flujos constantes o sin evidencia del fenómeno por flujo insuficiente “Heading”. 

De ser posible, si la parte del yacimiento que un pozo penetra incluye un contacto de agua, este pozo debe ser eliminado de la consideración,

25

MCCAIN, W. D. & ALEXANDER, R. A. Sampling Gas-Condensate Wells. En Society of Petroleum Engineers, SPE19729 (Agosto 1992), p. 1. 26 American Petroleum Institute. 5.2 Consideration of reservoir fluid type and well operating condition. Sampling Petroleum Reservoir Fluids. Segunda Edición. En API RP 44. API Publishing Services (Abril 2003), p. 9-13.

27







puesto que incluso una producción mínima de agua puede afectar negativamente la representatividad de las muestras. Si un pozo con alto corte de agua debe ser considerado, deben tomarse las precauciones adecuadas: Dé prioridad al pozo que tiene la columna de aceite más gruesa y cuya zona perforada se encuentre a una distancia máxima por encima del contacto agua-aceite, además se recomienda obtener las muestras por el método de muestreo en superficie (de separador). Generalmente, el muestreo en pozos con perforaciones cercanas al contacto gas-aceite tampoco debe ser considerado. Sí la capa de gas no puede ser evadida, dé prioridad al pozo que tiene la columna de aceite más gruesa y cuya zona perforada se encuentre a una distancia máxima tanto de la zona de transición gas-aceite como de la zona de transición aguaaceite (llegado el caso). La producción del pozo debe ser estable antes del muestreo, además de mostrar un índice de productividad relativamente alto, de tal manera que la presión alrededor del pozo en fondo sea la más alta, óptima para el muestreo. Además como ha sido mencionado, el muestreo debe ser aplicado a pozos nuevos, con una vida productiva temprana, de modo que se aseguren las condiciones de presión y temperatura originales del yacimiento. A nivel de campo, la selección del pozo está influencia por su relación con los pozos circundantes. El mejor pozo para muestreo será aquel que evidencie las condiciones típicas de los pozos vecinos como lo son la relación de gas – aceite producido (GOR) y la gravedad específica del aceite (o condensados) en superficie.

1.1.6 Acondicionamiento del pozo para muestreo.

Una vez seleccionado el pozo para el muestreo, éste debe ser acondicionado apropiadamente de tal manera que permita en lo mejor posible la aplicación del muestreo programado y que en sí mismo el pozo no sea afectado por el procedimiento. Como ha sido mencionado anteriormente, cuando se reduce la presión original sobre el fluido del yacimiento, por debajo de su presión de saturación, pueden resultar cambios significativos en la composición y propiedades del fluido. El efecto sobre el fluido del depósito es mayor alrededor del pozo, donde la caída de presión es mayor. El objetivo del acondicionamiento de pozos es desplazar el fluido cerca del pozo no representativo por fluidos de las zonas más distantes al pozo en el yacimiento (27). En la práctica, no es necesario cerrar el pozo para 27

American Petroleum Institute. Sampling Petroleum Reservoir Fluids. Segunda Edición. En API RP 44. API Publishing Services (Abril 2003), p. 9.

28

reestablecer la presión original del yacimiento, ya que esto no asegura que el fluido cercano al pozo se encuentre en una sola fase, y aún menos se puede asegurar que la mezcla de gases y aceites se encuentren en sus proporciones iniciales. Para desplazar el fluido afectado por las condiciones de producción del pozo es suficiente con mantener tasas de flujo tan bajas como sea posible, de modo que nuevo fluido no alterado fluye del yacimiento hacia el pozo, desplazando la columna de fluidos dentro del pozo. La recomendación general para el acondicionamiento de yacimientos de petróleo es alternar períodos de flujo y periodos de cierre con tasas cada vez más bajas hasta que se establezca un GOR estable (28). Pero acondicionar adecuadamente un pozo puede requerir de tiempo y paciencia; por ejemplo, el acondicionamiento de pozos en yacimientos de baja permeabilidad puede tomar varias semanas. En algunos casos, una combinación de factores tales como la permisibilidad del campo, ingresos corrientes, costo del equipo, horarios de funcionamiento, ubicación del pozo (particularmente de pozos exploratorios), etc., a menudo se oponen por completo al procedimiento requerido para el correcto acondicionamiento del pozo. Estas consideraciones deben ser tomadas en cuenta en la preparación del programa de muestreo, donde además se indican las alternativas para prevenir los factores que puedan llegar a afectar la representatividad de las muestras. El historial de acondicionado de pozo y los datos actualizados sobre el yacimiento, deben ser revisados antes de decidir si las muestras son representativas del fluido del yacimiento. Los datos confiables en las pruebas de pozo son de gran valor para juzgar la calidad de las muestras tomadas (29) (30). El aspecto de mayor relevancia en el acondicionamiento de pozos para muestreo es el conjunto de datos disponible del yacimiento. La base de datos debe incluir presiones y temperaturas del fondo de pozo, presiones y temperaturas en el cabezal de pozo, presiones y temperaturas del separador, tasas de flujo de gas y condensados en el separador, tasas de producción de petróleo (STB, Stock tan barrel), tasas d producción de gas y agua en cada etapa del separador. Estas bases de datos son necesarias para valorar la calidad del procedimiento seguido en el acondicionamiento del pozo y por lo tanto la calidad de las muestras obtenidas. Se recomienda que la base de datos desarrollada durante el acondicionamiento de pozo sea revisada exhaustivamente para asegurar la estabilidad en los índices de producción presentados en los reportes y de esta manera definir si el muestro fue iniciado en la etapa correcta del acondicionamiento. Tablas preparadas especialmente para la toma y organización BON, J. et al. Reservoir Fluid Sampling Revisited – A Practical Perspective. En Society of Petroleum Engineers, SPE 101037 (Septiembre 2006), p. 3. 29 American Petroleum Institute. Sampling Petroleum Reservoir Fluids. Segunda Edición. En API RP 44. API Publishing Services (Abril 2003), p. 9. 30 EZEKWE, N. Petroleum Reservoir Engineering Practice. Primera Edición. Person Education, Inc: USA, 2010, p. 119. 28

29

de los datos son normalmente provistas por las compañías de servicios. Otros formatos de estas tablas que pueden ser usados para la toma y organización de datos de campo durante el acondicionamiento y muestreo de pozos son provistas por el Instituto Americano de Petróleo (American Petroleum Institute, API) en Recommended Practice 44: Sampling Petroleum Reservoir Fluids (2da Ed. Abril, 2003) (31). 1.2

PRINCIPALES PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO.

1.2.1 Composición de gas y aceite. Hay varias hipótesis acerca de la formación del petróleo a partir de materiales orgánicos. Estos puntos de vista sugieren que la composición de un reservorio depende del ambiente de depositación, su madurez geológica, y la ruta de migración desde la roca fuente hasta la trampa. Los sistemas de hidrocarburos en fase gaseosa se componen principalmente de moléculas de hidrocarburos de tamaños pequeños y medianos, además de algunos compuestos ligeros que no son hidrocarburos tales como nitrógeno y carbono dióxido, mientras que los aceites (sistemas de hidrocarburos en fase líquida) se componen fundamentalmente de compuestos más pesados (32). Las mezclas de hidrocarburos están formadas principalmente por componentes ligeros y pesados, la clasificación entre gas o líquido depende de la fracción de estos componentes. 1.2.2 Densidad, 𝜌 a) Densidad del aceite: La densidad es la propiedad física que relaciona la masa y el volumen 2. La densidad del petróleo crudo se puede determinar a partir de: i. La gravedad específica del aceite crudo. ii. La gravedad de gas Solución. iii. Relación gas-aceite Solución. iv. Factor de volumen de formación de petróleo (FVF). En cualquier condición, la densidad será definida por: 31

EZEKWE, N. Petroleum Reservoir Engineering Practice. Primera Edición. Person Education, Inc: USA, 2010, p. 119. 32 DANESH, A. PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids. Primera Edición. Elsevier BV: UK (1998), p. 1-2.

30

𝝆𝟎 =

𝑾𝟎 + 𝑾𝒈 [1 − 1] 𝑽𝟎 + ∆𝑽𝒈

Dicho de forma más rigurosa con propiedades PVT, esta relación se convierte en: 𝝆𝟎 =

𝟔𝟐. 𝟒𝟐𝟕𝟗𝟔 𝜸𝟎 + 𝟎. 𝟎𝟏𝟑𝟔 𝜸𝒈 𝑹𝒔 𝑩𝟎

[1 − 2]

Dónde: 𝑾𝟎 : Peso del aceite, m 𝑾𝒈 : Peso del gas, m 𝑽𝟎 : Volumen de aceite, L3 𝑽𝒈 : Volumen de gas, L3 𝑩𝟎 : FVF del aceite, bbl/STB 𝜸𝟎 : Gravedad especifica del aceite 𝜸𝒈 : Gravedad especifica del gas 𝑹𝒔 : Relación gas en solución SCF/STB Esto es válido para todas las condiciones de presión y temperatura para la cual estas propiedades se determinan. Como se expresa, esta ecuación proporciona la densidad con las unidades de (𝒍𝒃𝒎/𝒇𝒕𝟑 ). b) Densidad del gas. La densidad de un gas se define como la masa del gas dividido por el volumen que ocupa en el yacimiento, por lo que también se puede derivar y calcula a partir de la ley de los gases reales (33): 𝝆𝒈 =

𝟐𝟖. 𝟗𝟔𝟕 𝜸𝒈 𝑷 𝒎𝒈 𝒏𝑴𝒈 [1 − 3] = = 𝑽𝑹 𝒛𝒏𝑹𝑻/𝑷 𝒛𝑹𝑻

33

PetroWiki [En Línea]. Gas formation volume factor and density. En Society of Petroleum Engineers. Sitio Web: http://petrowiki.org/Gas_formation_volume_factor_and_density Consultado: 21/Julio/2015

31

1.2.3 Coeficiente de viscosidad, 𝜇 La viscosidad de un fluido es una medida de la fricción interna del fluido (resistencia) a fluir. Si la fricción entre las capas del fluido es pequeña, de baja viscosidad, una fuerza de cizallamiento aplicada dará lugar a un gradiente de velocidad grande. Como la viscosidad aumenta, cada capa de fluido ejerce una resistencia de fricción mayor en las capas adyacentes, lo cual disminuye el gradiente de velocidad. Las viscosidades se expresan en términos de poises, centipoises, micropoises.

o

Cualquier cálculo que involucra el movimiento de fluidos requiere un valor de la viscosidad. Este parámetro es necesario para estimar las condiciones requeridas en los sistemas de recolección de muestras, los métodos de transporte de hidrocarburos, etc. 

Viscosidad del gas. Así como la compresibilidad del gas natural es mucho mayor que la de aceite, agua, o de la roca, la viscosidad del gas natural es generalmente varios órdenes de magnitud más pequeño que el aceite o agua. Esto hace que el gas sea mucho más móvil en el depósito de aceite o agua. La viscosidad del gas no es comúnmente medido en el laboratorio porque esto puede ser estimado precisamente por medio de correlaciones empíricas. Como todas las propiedades intensivas, la viscosidad del gas natural está completamente descrito por la siguiente función (34): 𝝁𝒈 = (𝒑, 𝑻, 𝒚𝒊 ) [1 − 4] Donde 𝝁𝒈 es la viscosidad de la fase de gas. La relación [1 − 4] simplemente establece que la viscosidad es función de la presión, la temperatura y la composición. Muchas de las correlaciones usadas para la viscosidad del gas pueden ser vistos como modificaciones de esta expresión.



Viscosidad del aceite. La viscosidad de un líquido está relacionada con el tipo y tamaño de las moléculas que componen el líquido. La variación de la viscosidad del líquido con la estructura molecular no se conoce con exactitud; sin embargo, las viscosidades de los líquidos que son miembros de una serie

34

AHMED, T. H. Reservoir Engineering Handbook. Tercera Edición. Elsevier Inc.: USA (2006), p. 67.

32

homóloga pueden ser conocidas puesto que varían de manera regular, al igual que la mayoría de otras propiedades físicas. Por ejemplo, la parafina pura presenta un aumento regular de la viscosidad de acuerdo al tamaño y la complejidad de las moléculas (35). 1.2.4 Gravedad específica, 𝛾 

Gravedad especifica del gas. La gravedad específica está definida como la relación de la densidad del gas con la densidad del aire. Ambas densidades se miden o se expresan a la misma presión y temperatura. Comúnmente, la presión estándar y temperatura estándar se utilizan en la definición de la gravedad específica del gas (36): 𝜸𝒈 =

𝝆𝒈 𝝆𝒂𝒊𝒓

[1 − 5]

Suponiendo que el comportamiento tanto de la mezcla de gas y el aire se describan por la ecuación de gas ideal, la gravedad específica a continuación, se puede expresar como: 𝒑𝒔𝒄 𝑴𝒂 𝑴𝒂 𝑴𝒂 𝑹𝑻𝒔𝒄 [1 − 6] 𝜸𝒈 = = = 𝒑𝒔𝒄 𝑴𝒂𝒊𝒓 𝑴𝒂𝒊𝒓 𝟐𝟖. 𝟗𝟔 𝑹𝑻𝒔𝒄 Dónde: 𝜸𝒈 : Gravedad especifica del gas 𝝆𝒂𝒊𝒓 : Densidad del aire 𝑴𝒂𝒊𝒓 : Peso molecular aparente del aire = 28.96 𝑴𝒂 : Peso Molecular aparente del gas 𝒑𝒔𝒄 : Presión estándar, psia 𝑻𝒔𝒄 : Temperatura estándar, °R

35

McCAIN, W. D., Jr. The Properties of Petroleum Fluids. Segunda Edición. PennWell Publishing Company: USA (1990), p. 236. 36 AHMED, T. H. Reservoir Engineering Handbook. Tercera Edición. Elsevier Inc.: USA (2006), p. 34.

33



Gravedad específica del aceite. La gravedad específica del crudo se define como la relación de la densidad del aceite con la densidad del agua. Ambas densidades dadas a 60°F y una atmosfera de presión (37): 𝜸𝒐 =

𝝆𝒐

𝝆𝒂𝒈𝒖𝒂

[1 − 7]

Cabe señalar que el peso específico de líquido es adimensional, pero tradicionalmente se le da las unidades 60°/60° para destacar el hecho de que ambas densidades se miden a condiciones normales. Aunque la densidad y la gravedad específica se utilizan ampliamente en la industria petrolera, la gravedad API es la escala de gravedad preferida. Esta escala de gravedad está precisamente relacionada con la gravedad específica por la siguiente expresión: º 𝑨𝑷𝑰 =

𝟏𝟒𝟏, 𝟓 − 𝟏𝟑𝟏, 𝟓 [1 − 8] 𝜸𝒐

1.2.5 Factor de Compresibilidad, 𝑍 La ley del gas ideal es la relación básica para el comportamiento de los gases. Aunque unos pocos gases reales se ajustan a esta ley en un intervalo considerable de la presión y temperatura, la mayoría de los gases siguen la ley de los gases ideales sólo sobre rangos limitados. Las razones de esto son que la ley de los gases ideales se obtiene teniendo en cuenta que las moléculas de un gas no ocupan espacio y no ejercen atracción entre sí, lo cual no es el caso de los gases reales. Para sistemas individuales de gases la primera fórmula para el cálculo de la desviación del comportamiento ideal fue desarrollada por van der Waals. Su ecuación (expresion [2 – 2]) introduce dos correcciones, una para el tamaño de las moléculas de gas, y la otra para la atracción entre moléculas. Un método útil a tener en cuenta para la salida de los gases de la idealidad consisten simplemente en incluir un factor de corrección, Z, en la ley del gas ideal tal que: 𝑷𝑽 = 𝒁𝒏𝑹𝑻 [1 − 9] Este factor Z es una cantidad adimensional. No es nada más que el número necesario a introducir con el fin de hacer que las presiones observadas, 37

AHMED, T. H. Reservoir Engineering Handbook. Tercera Edición. Elsevier Inc.: USA (2006), p. 75-76.

34

volúmenes y temperaturas en una masa dada de gas ajusten la compresibilidad de un gas. Es una funcion de la presión, la temperatura y el gas bajo consideración. El valor de Z a utilizar para un gas a una temperatura y presion dadas se puede determinar por la experimentación, que es, por medir realmente todas las cantidades en la ecuación excepto Z. Esto se hace con frecuencia en los gases de yacimiento y los resultados siguen un patrón muy definido.

1.2.6 Comportamiento de fases. Un yacimiento de aceite (fase líquida) puede formar gas (fase de vapor) durante el agotamiento. El gas que se desprende inicialmente sigue siendo dispersado en la fase de aceite antes de la formación de grandes grupos móviles, pero la mezcla es considerada como un sistema de dos fases en ambos casos. La formación o la desaparición de una fase, o variaciones en las propiedades de una fase en un sistema multi-fase son fenómenos de tasas. El tema del comportamiento de fase, sin embargo, se centra sólo en el estado de equilibrio, donde no ocurren cambios voluntarios con el tiempo si el sistema se deja a presión constante y la temperatura predominante. El estado de una fase se define completamente cuando su composición, temperatura y presión son especificadas. Todas las propiedades intensivas para esta fase en las condiciones que prevalecen son fijas e identificables. La mejor forma de estudiar el comportamiento de sistemas hidrocarburos es a través del diagrama de fases. Por medio de estos diagramas puede conocerse el estado del fluido a determinadas condiciones de presión y temperatura, es decir, si existen 1, 2 o 3 fases (gas, líquido, solido) en equilibrio a las condiciones impuestas. Los sistemas de hidrocarburos que se presentan naturalmente en yacimientos de petróleo y gas, están compuestos de una gran variedad de componentes, que incluyen no solo hidrocarburos de la serie parafínica, sino muchos otros componentes de otras series. El comportamiento de estos sistemas en la región de vapor-liquido, es muy similar a los sistemas binarios. El comportamiento de fases de sistemas multi-componentes de hidrocarburos, depende de la composición y de las propiedades de los componentes individuales. Los sistemas de hidrocarburos multi-componentes encontrados en los yacimientos se clasifican muy ampliamente como petróleo y gases. Para cada uno de estos sistemas, existe una clasificación determinada. Para sistemas gaseosos, o sea aquellos que en el yacimiento se encuentran como gas, se clasifican en condensados o retrógrados, gases húmedos y gases secos. Para sistemas de petróleos, o sea aquellos que en el yacimiento se encuentran como líquidos, se

35

clasifican de acuerdo al líquido recuperado en superficie, como petróleos de baja o alta merma. Los diagramas P-T para estos sistemas, varían en la forma y posición del punto crítico, dependiendo del contenido de volátiles en el sistema (38).

Presión

Para entender completamente la importancia de los diagramas de presióntemperatura, es necesario identificar y definir los siguientes puntos clave en estos diagramas. Todas las definiciones fueron basadas en la publicación de Ahmed, tarek (2006) (39).

Temperatura Figura 4 Diagrama P-T con tendencias de los diferentes tipos de fluidos hidrocarburos del yacimiento. Tomado de Internet (40).

a) Curva de punto de burbuja. Es definida como la línea que separa la región de fase líquida de la región de dos fases. 38

DANESH, A. PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids. Primera Edición. Elsevier BV: UK (1998), p. 3-15. 39 AHMED, T. H. Reservoir Engineering Handbook. Cuarta Edición. Elsevier Inc.: USA (2006), p. 3. 40 CORELAB. Sitio Web: http://www.corelab.com/ps/phase-behavior-pvt [Modificado] Consultado: 04/Agosto/2015

36

b) Curva de punto de rocío. Es definida como la línea que separa la región de fase gaseosa de la región de dos fases. c) Punto crítico, C. En una mezcla multi-componente este punto hace referencia al estado de presión y temperatura donde todas las propiedades intensivas de las fases de gas y líquido son iguales. La presión y temperatura en este punto son consecuentemente llamadas presión crítica y temperatura crítica. d) Líneas de calidad. Representadas por las líneas punteadas en la Figura 4. Estas describen las condiciones de presión y temperatura a lo largo de la cual el estado de los fluidos (gas y líquido) se caracteriza por ser un proceso isocórico (volumen constante). Todas convergen en el punto crítico, C. 1.2.7 Relación de solubilidad Gas – Aceite, 𝑅𝑠 La cantidad de gas disuelto en un aceite a condiciones de yacimiento es referida a menudo como la relación de solubilidad gas-aceite o tasa de gas soluble en aceite, 𝑹𝒔 . La relación de solubilidad gas-aceite es definido por la cantidad de gas que puede ser liberado del aceite a medida que este es transportado de las condiciones de yacimiento a las condiciones de superficie, de modo que se estima en términos de las cantidades de gas-aceite que aparecen en la superficie durante la producción. Los volúmenes de gas y líquido en superficie son determinados a condiciones estándar (CE), es decir, las unidades son de pies cúbicos estándar por barril del tanque de almacenamiento (𝒔𝒄𝒇/𝑺𝑻𝑩), (expresión [1 – 10]) (41).

𝑹𝒔 =

𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒅𝒆 𝒈𝒂𝒔 𝒑𝒓𝒐𝒅𝒖𝒄𝒊𝒅𝒐 𝒆𝒏 𝒔𝒖𝒑𝒆𝒓𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆 𝒂 𝑪𝑬 (𝒔𝒄𝒇) [1 − 10] 𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒅𝒆 𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆 𝒑𝒓𝒐𝒅𝒖𝒄𝒊𝒅𝒐 𝒂 𝑪𝑬 (𝑺𝑻𝑩)

Para una mezcla de aceites negros el 𝑹𝒔 alcanza su máximo valor cuando la presión del yacimiento supera a la presión de saturación (presión de punto de burbuja), puesto que para estas presiones no hay gas libre en el espacio poroso (la fase de gas esta disuelta en la mezcla liquida).

41

McCAIN, W. D., Jr. The Properties of Petroleum Fluids. Segunda Edición. PennWell Publishing Company: USA (1990), p. 228.

37

1.2.8 Relación de Gas – Aceite producido, 𝐺𝑂𝑅

Relación del gas producido por petróleo (aceite) producido, todo a condiciones estándar, en un instante conocido durante la vida productiva del yacimiento. A diferencia de la tasa de gas disuelto, razón de solubilidad del gas, o relación de solubilidad gas-aceite, el GOR considera el gas liberado en superficie, y por ende, el gas producido (en los separadores).

𝑮𝑶𝑹 =

𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒅𝒆 𝒈𝒂𝒔 𝒑𝒓𝒐𝒅𝒖𝒄𝒊𝒅𝒐 𝒆𝒏 𝒔𝒖𝒑𝒆𝒓𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆 𝒂 𝑪𝑬 (𝒔𝒄𝒇) [1 − 11] 𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒅𝒆 𝒂𝒄𝒆𝒊𝒕𝒆 𝒒𝒖𝒆 𝒑𝒓𝒐𝒅𝒖𝒄𝒊𝒅𝒐 𝒂 𝑪𝑬 (𝑺𝑻𝑩)

1.2.9 Factor Volumétrico de Formación (FVF). 

FVF del gas, 𝑩𝒈 El factor volumétrico de formación es usado para relacionar los volumen de gas, medido a condiciones de yacimiento al volumen del gas medido a condiciones estándar, (60 ° F y 14.7 psia). Esta propiedad del gas se define como el volumen real ocupado por una cierta cantidad de gas a una presión y temperatura específicas, dividido por el volumen ocupado por la misma cantidad de gas a condiciones estándar. La relación se expresa como (42): 𝑩𝒈 =

𝑽𝑷,𝑻 [1 − 12] 𝑽𝒔𝒕

Dónde: 𝑩𝒈 : Factor volumétrico de formación del gas, 𝒇𝒕𝟑 /𝒔𝒄𝒇 𝑽𝑷,𝑻: Volumen de gas a presión p y temperatura T, 𝒇𝒕𝟑 𝑽𝒔𝒕 : Volumen de gas a condiciones estándar, 𝒔𝒄𝒇 Reemplazando la ecuación de estado del gas real: 𝑽 =

42

𝒁𝒏𝑹𝑻 𝑷

AHMED, T. H. Reservoir Engineering Handbook. Cuarta Edición. Elsevier Inc.: USA (2006), p. 65.

38

𝒁𝒏𝑹𝑻 𝑷𝒔𝒕 𝒁 𝑻 𝑷 [1 − 13] 𝑩𝒈 = = 𝒁𝒔𝒕 𝒏𝑹𝑻𝒔𝒕 𝑷 𝑻𝒔𝒕 𝑷𝒔𝒕 Dónde: 𝒁𝒔𝒕 : Factor de compresibilidad del gas a condiciones estándar = 1 𝑻𝒔𝒕 , 𝑷𝒔𝒕 : Temperatura y presión a condiciones estándar. Asumiendo que 𝑻𝒔𝒕 = 520 °R, y 𝑷𝒔𝒕 : 14.7 psia, la expresión anterior se reduce a: 𝑩𝒈 = 𝟎, 𝟎𝟐𝟖𝟐𝟕 

𝒁𝑻 [1 − 14] 𝑷

FVF del aceite, 𝑩𝑶 El factor volumétrico de formación del aceite 𝑩𝑶 , se define como la relación entre el volumen de aceite (más el gas en solución) en el yacimiento a dicha presión y temperatura con el volumen de aceite a condiciones estándar. Siempre es mayor o igual a la unidad. La expresión que lo expresa matemáticamente es (43): 𝑩𝑶 =

(𝑽𝑶 )𝒑,𝒕 (𝑽𝑶 )𝒔𝒕

[1 − 15]

Dónde: 𝑩𝑶 : Factor volumétrico de formación del aceite, 𝒃𝒃𝒍/𝑺𝑻𝑩 (𝑽𝑶 )𝒑,𝒕 : Volumen de aceite a determinada temperatura T y presión P, 𝒃𝒃𝒍 (𝑽𝑶 )𝒔𝒕 : Volumen de aceite a condiciones estándar, 𝑺𝑻𝑩 1.2.10 Coeficiente Isotérmico de comprensibilidad, 𝐶 Los fluidos experimentan grandes cambios de volumen como una función de la presión. Todos los gases se consideran fluidos compresibles. El coeficiente de compresibilidad isotérmico está definido como la fracción del cambio de volumen respecto a la presión cuando la temperatura permanece constante. La 43

AHMED, T. H. Reservoir Engineering Handbook. Cuarta Edición. Elsevier Inc.: USA (2006), p. 92.

39

expresión que describe el comportamiento del coeficiente de compresibilidad para gases ideales es: 𝟏 𝝏𝑽 𝑪 = − ( ) [1 − 16] 𝑽 𝝏𝑷 𝑻 Es decir, la relación entre el cambio de volumen con el cambio de presión a una temperatura constante. Como el comportamiento de los gases reales requiere de la inclusión de un factor de compresibilidad, la anterior ecuación se convierte en: 𝑪= 

𝟏 𝟏 𝝏𝒁 − ( ) [1 − 17] 𝑷 𝒁 𝝏𝑷 𝑻

Fluidos ligeramente compresibles. Estos fluidos "ligeramente" compresibles presentan pequeños cambios en volumen o densidad, con cambios en la presión. Conocer los volúmenes de líquido ligeramente compresible a una presión de referencia (inicial), los cambios en el comportamiento volumétrico de los fluidos esta descrito matemáticamente por la expresión: 𝑽 = 𝑽𝒓𝒆𝒇 (𝟏 + 𝒄(𝑷𝒓𝒆𝒇 − 𝑷))

O

𝝆 = 𝝆𝒓𝒆𝒇 (𝟏 + 𝒄(𝑷𝒓𝒆𝒇 − 𝑷)) [1 − 18]

Dónde: 𝑽 = Volumen a una presión, 𝑷 𝝆 = Densidad a una presión, 𝑷 𝑽𝒓𝒆𝒇 = Volumen inicial (referencia) a una presión, 𝑷𝒓𝒆𝒇 𝝆𝒓𝒆𝒇 = Densidad inicial (referencia) a una presión, 𝑷𝒓𝒆𝒇 Cabe señalar que el petróleo crudo y los sistemas de agua encajan en esta categoría. 1.3

CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO

1.3.1 Clasificación de los yacimientos de hidrocarburos. Se conoce como yacimiento de hidrocarburos en la literatura petrolera a toda unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y/o gaseoso. Innumerables características han surgido de las investigaciones para definir qué circunstancias se asociaron para

40

dar lugar a un yacimiento de hidrocarburos, pero en general puede ser dicho que los siguientes cinco elementos son básicos en la formación de los yacimientos de hidrocarburos:     

Roca fuente, precursora de la formación de los hidrocarburos a partir de la transformación primordial de la materia orgánica. Camino migratorio, a través del cual los fluidos, compuestos principalmente por hidrocarburos, migraron de la roca fuente hacia una roca almacén, reservorio o yacimiento. Trampa, la cual limitada por alguna clase de material sellante (roca sello) logra mantener los fluidos que migraron atrapados en un medio poroso y permeable. Roca almacén, caracterizada generalmente por su porosidad, puesto que una roca almacén altamente porosa puede estar directamente relacionada con un alto rango de reservas de hidrocarburos. Transmisibilidad, factor caracterizado generalmente por la permeabilidad, esta propiedad es primordial para que los fluidos logren migrar a través de las rocas hasta depositarse en un medio altamente poroso (respecto a las rocas circundantes) que cumpla con la función de roca almacén, reservorio o yacimiento. Además de estar directamente relacionada con el índice de producción.

La clasificación de los yacimientos de hidrocarburos está sujeta a una gran variedad de investigaciones enfocadas en el análisis de las bases de datos disponibles sobre el comportamiento de los yacimientos, las propiedades de los fluidos producidos, de los reportes operativos del campo, etc.; esto ha dado lugar a una amplia gama de formas de clasificar un yacimiento en particular. A continuación se presentan las cinco clasificaciones más usuales en la ingeniería de yacimientos. 1.3.1.1 Clasificación de acuerdo a la configuración de las trampas geológicas. Geológicamente, los yacimientos de hidrocarburos son clasificados de acuerdo a las formas físicas de las estructuras impermeables que limitan la roca almacén donde los hidrocarburos quedan entrampados, como el criterio más sencillo para clasificar los yacimientos. Existen diversas formas para que el fluido de hidrocarburos llegue a entramparse, por ejemplo, por deformación de los estratos, por variación de porosidad y reducción de permeabilidad, por combinación de pliegues y fallas, por la presencia de una discordancia o de un

41

domo salino, entre muchas otras (44). La clasificación de trampas más aceptada por la comunidad petrolera agrupa estas en tres categorías: a) Trampas estratigráficas: Son aquellas en donde el factor principal que originó la trampa es la pérdida de permeabilidad y porosidad de la roca almacén debido a un cambio litológico (e. g., de arena a lutita). Producidas por la depositación de la roca almacén, dando lugar a cambios de facies. Algunos ejemplos comunes son las rocas almacén formadas de la acumulación de sedimentos en ambientes de canales fluviales, o por erosión de la roca almacén, como una discordancia. b) Trampas estructurales: Se deben a procesos posteriores al depósito de los sedimentos. Producidas por la deformación de la roca almacén; hay tres formas básicas en la geología del petróleo: Anticlinal, falla y domo salino. c) Trampas combinados: estratigráficos.

Formadas

por

elementos

estructurales

y

Un estudio encabezado por Leet & Judson (1992) (45) sobre los diferentes estilos de trampas según la producción, estima que el 80% de la producción mundial de petróleo proviene de anticlinales, 13% de trampas estratigráficas y 1% de trampas debido a fallas, y 6% faltante de la producción, proviene de trampas mixtas. 1.3.1.2 Clasificación de acuerdo al tipo de hidrocarburo. Como será mostrado con mayor profundidad en la sección 1.3.2 Fluidos presentes en un yacimiento, para designar los fluidos de yacimientos, los ingenieros de petróleos a menudo utilizan términos como bitumen, petróleo o aceite negro, petróleo o aceite volátil, gas condensado o retrogrado, gas húmedo y gas seco. Sin embargo, como menciona Paris, M. (46), estos términos no tienen límites precisos de aplicación, y por lo tanto, resulta difícil emplearlos en las áreas de transición entre petróleo volátil y gas retrogrado (así como entre petróleo negro y petróleo volátil, o entre gas retrogrado y gas húmedo); por esta razón, en la industria petrolera la razón 𝑮𝑶𝑹 junto con la gravedad API del petróleo o condensados en condiciones de tanque, constituyen las propiedades más

44

PARIS DE FERRER, M. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Edición Especial. Ediciones Astro Data S.A: Venezuela (2009), p. 57 45 LEET, L. D. & JUDSON, S. Fundamentos de geología física. Editorial LIMUSA. México, 1992. Citado por PARIS DE FERRER, M. (2009) p. 61. 46 PARIS DE FERRER, M. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Edición Especial. Ediciones Astro Data S.A: Venezuela (2009), p. 63.

42

importantes de los yacimientos de hidrocarburos para clasificarlos de forma general en yacimientos de petróleo y en yacimientos de gas. Esta clasificación, ciertamente amplia en consideración, es subdivida en otras clasificaciones dependiendo de (47):    

Composición de la mezcla de hidrocarburos del yacimiento. Presión y temperatura original del yacimiento. Presión y temperatura de la producción en superficie. Ubicación de la temperatura del yacimiento con respecto a la temperatura crítica y la cricondentérmica.

En general, los yacimientos son convenientemente clasificados en base a la ubicación del punto P-T representativo de la presión y temperatura original del yacimiento (𝑷𝒊 ; 𝑻) con respecto al diagrama de fase característico del yacimiento. Acorde a lo anterior, los yacimientos de hidrocarburos pueden ser clasificados como sigue (48) (49): a) Yacimientos de petróleo. Sí la temperatura del yacimiento (𝑻𝒊 ) es menor que la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos (𝑻𝒄 ) el yacimiento es clasificado como un yacimiento de petróleo. Además, dependiendo de la presión original del yacimiento (𝑷𝒊 ), éste puede ser sub-clasificado en alguna de las siguientes categorías: i.

ii.

Yacimiento de petróleo subsaturado. Sí la presión original o actual del yacimiento de petróleo es mayor que la presión del punto de burbuja de la mezcla de hidrocarburos (𝑷𝒃 ) en la temperatura original del yacimiento, éste es clasificado como un yacimiento de petróleo subsaturado. Yacimiento de petróleo saturado. Sí la presión original o actual del yacimiento de petróleo es menor o igual que la presión del punto de burbuja de la mezcla de hidrocarburos (𝑷𝒃 ) en la temperatura original del yacimiento, éste es clasificado como un yacimiento de petróleo saturado. Sí la presión original o actual del yacimiento está muy por debajo de la presión del punto de burbuja, el yacimiento puede ser llamado yacimiento de petróleo con capa de gas.

Los petróleos crudos cubren un amplio rango de propiedades físicas y químicas, situación que da lugar a una sub-clasificación alternativa, 47

AHMED, T. H. Equations of state and PVT analysis: Applications for improved reservoir modeling. Primera Edición. Gulf Publising Company: USA (2007), p.32. 48 AHMED, T. H. Equations of state and PVT analysis: Applications for improved reservoir modeling. Primera Edición. Gulf Publising Company: USA (2007), p.32-46. 49 EZEKWE, N. Petroleum Reservoir Engineering Practice. Primera Edición. Person Education, Inc: USA, 2010, p. 116-119.

43

nombrada a continuación, la cual será estudiada en la sección 1.3.2 Fluidos presentes en un yacimiento. i. ii. iii. iv.

Yacimientos de petróleo crudo de baja merma (low-shrinkage crude oil reservoirs). Yacimientos de aceite negro ordinario (ordinary black oil reservoirs). Yacimientos de petróleo crudo de alta merma o volátil (highshrinkage crude oil reservoirs). Yacimientos de petróleo crudo cercano a las condiciones críticas (near-critical crude oil reservoirs).

Esta clasificación está basada esencialmente en las propiedades exhibidas por el petróleo crudo, las cuales incluyen: i. ii. iii. iv. v.

Gravedad API del petróleo en los tanques de almacenamiento. Composición. Relación inicial del gas – aceite producido, 𝑮𝑶𝑹𝒊 Apariencia, tal como color del petróleo en los tanques de almacenamiento. Diagramas de fase.

b) Yacimientos de gas. Sí la temperatura del yacimiento (𝑻𝒊 ) es mayor que la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos (𝑻𝒄 ) el yacimiento es clasificado como un yacimiento de gas natural. Los gases naturales pueden ser sub-clasificados en base a sus diagramas de fase y a las condiciones predominantes del yacimiento, como sigue: i. ii. iii. iv.

Yacimientos de gas condensado cercano a las condiciones críticas (near-critical gas-condensate reservoirs). Yacimientos de gas retrógrado (retrograde gas reservoirs). Yacimientos de gas húmedo (wet gas reservoirs). Yacimientos de gas seco (dry gas reservoirs).

La anterior clasificación será estudiada con mayor profundidad en la sección 1.3.2 Fluidos presentes en un yacimiento. Para algunos investigadores, los yacimientos de gases condensados (retrógrados y cercanos a las condiciones críticas) exhiben propiedades que permiten una sub-clasificación alternativa. Dependiendo de la presión original del yacimiento (𝑷𝒊 ), éste puede estar comprendido por alguna de las siguientes categorías: i.

Yacimiento de gas condensado subsaturado. Sí la presión original o actual del yacimiento de gases condensados es mayor que la

44

ii.

presión del punto de rocío de la mezcla de hidrocarburos (𝑷𝒓 ) en la temperatura original del yacimiento, éste es clasificado como un yacimiento de gas condensado subsaturado, por lo cual, la mezcla de hidrocarburos se mantendrá en una única fase (no se producirán condensados). Yacimiento de gas condensado saturado. Sí la presión original o actual del yacimiento de petróleo es menor o igual que la presión del punto de rocío de la mezcla de hidrocarburos (𝑷𝒓 ) en la temperatura original del yacimiento, éste es clasificado como un yacimiento de gas condensado saturado, el cual se caracteriza por la formación de una fase liquida en el yacimiento.

1.3.1.3 Clasificación de acuerdo al mecanismo de producción primaria. Los yacimientos pueden ser clasificados de acuerdo al mecanismo de empuje natural que acompaña la producción inicial de hidrocarburos, usualmente conocidos como mecanismos de producción primaria, o simplemente como recuperación primaria. La recuperación primaria depende de la energía natural que el yacimiento pueda aportar para desplazar los fluidos hacia los pozos productores. La energía natural varía dependiendo de la declinación de la presión, la evolución del acompañamiento del gas disuelto, la expansión de la capa de gas, o la afluencia de agua, entre otros factores que puedan estar asociados al yacimiento (50). De este modo, la anterior clasificación general de los yacimientos de hidrocarburos (de petróleo; de gas) puede ser extendida al método de recuperación primaria considerando los factores de recobro característicos como se muestra en la Tabla 1, entre otros parámetros que son mencionados a continuación: a) Yacimientos con empuje por agua. Este tipo de yacimientos están relacionados con una conexión hidráulica entre la roca almacén y una roca porosa saturada de agua, denominada acuífero, el cual dependiendo del contacto agua-petróleo puede ser activo o parcial. La presión que el acuífero pueda aportarle al yacimiento depende del tamaño del acuífero, de la permeabilidad del yacimiento, y de la tasa de producción. Algunos de los parámetros que permiten la identificación de este tipo de yacimientos son (51): i.

Declinación gradual de la presión del yacimiento dependiendo del tipo de acuífero (Activo: Presión inicial de yacimiento tiende a

50

STOSUR, G. J. et al. The alphabet soup of IOR, EOR and AOR: Effective communication requires a definition of terms. En Society of Petroleum Engineers, SPE 84908 (Octubre 2003), p. 1. 51 AHMED, T. H. Reservoir Engineering Handbook. Tercera Edición. Elsevier Inc.: USA (2006), p.294, 742-746.

45

ii. iii. iv.

mantenerse constante. Parcial: disminución gradual de la presión inicial del yacimiento). Producción de agua significativa (𝑾𝑶𝑹 ≥ 50%). Tiende a incrementarse durante la vida productiva de los pozos. Cambios ligeros en 𝑮𝑶𝑹, además de tender a ser bajo. El recobro final de petróleo crudo varia del 35% al 75%. FACTOR DE RECOBRO TÍPICO, FR% MECANISMO FR%: FR%: DE YACIMIENTO YACIMIENTO PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE GAS PRIMARIO Empuje por 35 - 75 60 - 70 agua Gas en solución y 5 - 15 65 - 90 depleción Capa de gas 20 - 40 No aplica Drenaje por 30 - 60 No aplica gravedad Compactación >35 65 - 90

Tabla 1 Identificación de algunos mecanismos de producción primaria a partir del factor de recobro típico para un yacimiento de petróleo o de gas. Tomado de Calderón, Zuly (52)

b) Yacimientos con empuje por gas en solución (depleción). El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Durante la vida productiva del yacimiento, la presión de este disminuye por la extracción de los fluidos, desprendiéndose gas, el cual posteriormente se expande y desplaza el petróleo hacia los pozos productores. Este mecanismo de producción primaria puede presentarse en yacimientos de gas seco, donde por conveniencia es llamado drenaje por depleción. Algunos de los parámetros que permiten la identificación de este tipo de yacimientos son (53): i. ii.

Caída de presión inicial del yacimiento rápida y continua. Producción de agua despreciable.

52

CALDERÓN, Z. GENERALIDADES YACIMIENTOS: Material tomado y adaptado con fines didácticos para la especialización en Ingeniería de Gas. Presentaciones de PowerPoint en formato de documento portable (PDF), diapositiva 49. [Modificado] 53 AHMED, T. H. Reservoir Engineering Handbook. Tercera Edición. Elsevier Inc.: USA (2006), p. 735-737.

46

iii. iv. v.

Rápido incremento en 𝑮𝑶𝑹, seguido por una posterior declinación. El pozo puede llegar a requerir El recobro final de petróleo crudo varia del 5% al 30%.

c) Yacimiento con empuje por capa de gas. Debido a la habilidad de la capa de gas para expandirse, estos yacimientos son caracterizados por una declinación lenta en la presión del yacimiento. La energía natural del yacimiento proviene de la expansión de la capa de gas y de la expansión del gas disuelto al ser liberado. Algunos de los parámetros que permiten la identificación de este tipo de yacimientos son (54): i. ii. iii.

iv.

Caída continua y lenta de la presión original del yacimiento. Producción de agua despreciable. Aumento continuo del 𝑮𝑶𝑹 en yacimiento de petróleo con un alto relieve estructural, donde los pozos ubicados en cercanías del contacto gas-aceite evidencia un incremento en la relación de gas – aceite producido. El recobro final de petróleo varia del 20% al 40%. Sin embargo, este rango depende en gran medida de seis importantes aspectos del yacimiento: Tamaño original de la capa de gas. El factor de recobro incrementa proporcionalmente al tamaño de la capa de gas. Permeabilidad vertical. Una alta permeabilidad vertical permite un mayor desplazamiento del gas contra la zona de transmisión gasaceite, aumentando el factor de recobro. Viscosidad del petróleo crudo. Un aceite que muestra un incremento en su viscosidad considerable por la liberación de gas disuelto, conducirá a bajos factores de recobro. Grado de conservación del gas. En función de conservar el gas que aporta la presión para mantener la producción a tasas altas, puede ser necesario cerrar temporalmente los pozos que producen gas excesivamente. Tasa de producción de petróleo. Como la presión del yacimiento declina con la producción, el gas disuelto liberado incrementa la saturación de gas del yacimiento continuamente. Si esta saturación excede la saturación critica de gas en la zona de petróleo crudo, la permeabilidad efectiva del aceite puede reducir contrario a la permeabilidad efectiva del gas, de modo que el flujo de gas hacia el pozo productor aumenta, de modo que, tasas de producción bajas contribuyen a un desplazamiento máximo del gas liberado en la zona de petróleo crudo hacia la capa de gas, dando lugar a factores de recobro de aceite altos.

54

AHMED, T. H. Reservoir Engineering Handbook. Tercera Edición. Elsevier Inc.: USA (2006), p. 737-742.

47

v.

Buzamiento del yacimiento. Yacimientos de petróleo estructuralmente altos pueden alcanzar factores de recobro considerablemente altos (60% o mayor); debido a la distribución de los fluidos en el yacimiento, la columna de gas correspondiente a la capa de gas es mayor, y por consiguiente, el aporte de presión es mayor, además de que columnas de aceite de mayor espesor se relacionan con altos factores de recobro. Contrario a los yacimientos donde el empuje predominante está encabezado por el gas en solución, en los yacimientos con empuje por capa de gas el flujo o tasa de producción se mantiene por más tiempo.

d) Yacimientos con drenaje por gravedad. Este tipo de recuperación primaria ocurre en yacimientos de petróleo como un resultado de la notable diferencia entre las densidades de los fluidos del yacimiento, además de ser característico de yacimientos de gran espesor con altas permeabilidades verticales y con altos ángulos de buzamientos. Debido a los largos periodos de tiempo que toman los procesos de migración – acumulación del petróleo, generalmente se asume que estos yacimientos presentan fluidos en equilibrio, es decir, los contactos gas-aceite y agua-aceite deben ser esencialmente horizontales. La segregación gravitacional de los fluidos, como también es conocido el drenaje por gravedad, se presenta en cierto grado en todos los yacimientos de petróleo y puede contribuir sustancialmente a la producción de petróleo crudo si el grado de segregación gravitacional es lo suficiente alto para dar lugar a una capa secundaria de gas. Algunos de los parámetros que permiten la identificación de este tipo de yacimientos son (55): i.

ii.

iii. iv. v.

Tasas variables de declinación de la presión del yacimiento, dependiendo de la conservación del gas y su capacidad para mantener la presión del yacimiento alta. Los pozos estructuralmente bajos presentan bajas relaciones de gas y aceite producido, contrario a los pozos estructuralmente altos donde dicha relación incrementa considerablemente. Formación de una capa secundaria de gas en yacimientos inicialmente subsaturados. Producción de agua despreciable. El recobro final de petróleo crudo varía del 30% al 60%, pero se reportan casos donde se han alcanzado factores de recobro cercanos al 80%. Sin embargo, la tasa de producción debe ser relativa a la tasa del drenaje por gravedad, ya que si la primera excede a la segunda, el proceso de depleción de la presión puede

55

AHMED, T. H. Reservoir Engineering Handbook. Tercera Edición. Elsevier Inc.: USA (2006), p. 746-750.

48

vi.

vii.

llegar a ser significativo con una consecuente reducción en el factor de recobro. En la mayoría de yacimientos, la permeabilidad en la dirección del buzamiento es considerablemente mayor que la permeabilidad transversal a la dirección del buzamiento. Altos ángulos de buzamiento favorecen significativamente el proceso de segregación gravitacional, puesto que un yacimiento con permeabilidad vertical predominante tendrá esencialmente un mecanismo de producción primaria por segregación gravitacional. La viscosidad es un importante parámetro en este tipo de recuperación primaria. De acuerdo a las ecuaciones de flujo de fluidos del yacimiento, la tasa de flujo incrementa si la viscosidad decrece. De modo que, la tasa del drenaje por gravedad incrementará si la viscosidad del petróleo crudo decrece.

e) Yacimientos con empuje por compactación y subsidencia. Al declinar la presión del yacimiento por efecto de la producción, se origina un aumento del esfuerzo efectivo ocasionando el colapso de la matriz de la roca y consecuentemente la compactación del yacimiento y el hundimiento o subsidencia en superficie (en el fondo marino, o en el terreno donde se ubica la torre petrolera). A pesar de evidenciar en todos los casos conocidos factores de recobro significativamente altos (superior al 35% en yacimientos de petróleo) y de ser un característico de yacimientos con porosidades relativamente altas, este tipo de yacimientos son conocidos más por los costosos problemas que se le asocian (56) (57): i. ii. iii.

iv. v.

Fracturamiento de las formaciones productores y apertura o cierre de las fracturas pre-existentes. Reactivación de fallas y desplazamiento de planos de estratificación. Daños en las instalaciones de superficie por el hundimiento del terreno (subsidencia), y deformación y colapso de la tubería de revestimiento. Inestabilidad de pozo. Reducción de porosidad y permeabilidad, afectando considerablemente las tasas de producción.

f) Yacimientos con empuje por expansión de la roca y de los fluidos. Cuando un yacimiento de petróleo crudo es altamente subsaturado, la energía natural en el inicio de la vida productiva de los pozos proviene 56

CALDERÓN, Z. Cap. 10 Compactación y Subsidencia. Introducción a la mecánica de rocas y sus aplicaciones en la industria del petróleo. Primera Edición. División de Publicaciones UIS: Colombia (2012), p. 463-488. 57 CALDERÓN, Z. GENERALIDADES YACIMIENTOS: Material tomado y adaptado con fines didácticos para la especialización en Ingeniería de Gas. Presentaciones de PowerPoint en formato de documento portable (PDF), diapositiva 87-98.

49

directamente de la comprensibilidad de la roca y de los fluidos, la cual depende de las condiciones bajo las cuales se dio la migración y posterior acumulación del petróleo crudo al yacimiento. A medida que los fluidos se expanden y la porosidad disminuye por la expansión de la roca, los fluidos del yacimiento son expulsados hacia los pozos productores hasta que se estabiliza la comprensibilidad de la roca y de los fluidos. Este tipo de yacimientos se caracterizan por factores de recobro muy bajos (alrededor del 10%) y por una rápida caída de la presión del yacimiento (58) (59). Es importante mencionar que en general los yacimientos de petróleo y gas (principalmente, de petróleo subsaturado), pueden presentar combinaciones en los mecanismos de producción primaria; sin embargo, por lo general hay un método de recuperación primaria predominante así como la probabilidad de variaciones en el respectivo factor de recobro y parámetros de identificación anteriormente mencionados. Otra clasificación de acuerdo al mecanismo de producción primario, toma como parámetro principal la producción de agua. Para una producción de agua superior o igual al 50% de la producción total del yacimiento se asume que es un yacimiento No-Volumétrico; en tal caso, la recuperación primaria se asocia a una intrusión de agua, es decir un acuífero (mecanismo de producción por empuje de agua). Para una producción de agua inferior al 50% de la producción total del yacimiento se asume que es un yacimiento Volumétrico; en tal caso, la recuperación primaria puede carecer de una intrusión de agua, dando prioridad a los demás mecanismos de producción. Esta clasificación resulta de gran utilidad en los cálculos de ingeniería para la estimación de reservas. 1.3.2 Fluidos presentes en un yacimiento. En la industria petrolera se acepta una clasificación de los fluidos hidrocarburos que pueden presentarse en un yacimiento en particular comprendida por cinco tipos de fluidos: Aceite negro, aceite volátil, gas condensado o retrógrado, gas húmedo y gas seco. Sin embargo, como fue mencionado en la sección 1.3.1 Clasificación de los yacimientos de hidrocarburos, hay clasificaciones más amplias y específicas, que tiene como objetivo minimizar al máximo los márgenes de incertidumbre asociados a las propiedades de los fluidos del yacimiento, dentro de un marco práctico para los cálculos de ingeniería. A continuación se definen las propiedades típicas de los fluidos que pueden 58

PARIS DE FERRER, M. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Edición Especial. Ediciones Astro Data S.A: Venezuela (2009), p. 71-72. 59 CALDERÓN, Z. GENERALIDADES YACIMIENTOS: Material tomado y adaptado con fines didácticos para la especialización en Ingeniería de Gas. Presentaciones de PowerPoint en formato de documento portable (PDF), diapositiva 49.

50

presentarse en un yacimiento en particular, basando la clasificación de los fluidos hidrocarburos en la propuesta por Ahmed, T. H. (60). Líquido

E

A

C

PRESIÓN

100%

G 85%

Gas 75% 65%

F

B

0%

TEMPERATURA

Figura 5 Diagrama de fase típico de un aceite de baja merma. Tomado de Ahmed, T. (61).

1.3.2.1 Aceite de baja merma.

Un diagrama de fase típico para este tipo de fluidos es mostrado en la Figura 5. El diagrama de fase se caracteriza por la cercanía entre las líneas de calidad cercanas a la curva de punto de rocío. La curva de generación de fluidos líquidos de hidrocarburos bajo el fenómeno de encogimiento del aceite, para los fluidos comprendidos dentro de esta categoría, es dada en la Figura 9, en la cual se observa el gran volumen de petróleo crudo que puede ser producido en yacimientos saturados, principalmente por la composición típica de mezclas de hidrocarburos pesados. Otras propiedades asociadas a este tipo de fluidos son:    

Factor volumétrico de formación de aceite (𝑩𝒐 ) menor a 1,2 [bl.res/STB]. Relación de gas – aceite producido (𝑮𝑶𝑹) menor a 200 [scf/STB]. Gravedad del aceite menor a 35° API. Color característico de los fluidos líquidos a condiciones del tanque de almacenamiento: Negro o tonalidades oscuras.

60

AHMED, T. H. Reservoir Engineering Handbook. Tercera Edición. Elsevier Inc.: USA (2006), p. 4-17. 61 AHMED, T. H. Reservoir Engineering Handbook. Tercera Edición. Elsevier Inc.: USA (2006), p. 6, fig. 1-4. [Modificado]

51

 

El recobro sustancial de hidrocarburos líquidos a condiciones de separador es de aproximadamente el 85%, como se indica con el punto G en la Figura 5. El gas liberado por este tipo de fluidos, al igual que en los aceites negros ordinarios, es gas seco.

1.3.2.2 Aceite negro ordinario. Un diagrama de fase típico para este tipo de fluidos es mostrado en la Figura 6. En este tipo de fluidos, las líneas de calidad se encuentran distanciadas por espacios relativamente iguales. En la Figura 9, se muestra la tendencia lineal de este tipo de fluidos a presiones cercanas a la presión de burbuja, sin embargo se espera un marcado fenómeno de encogimiento, para los fluidos comprendidos dentro de esta categoría, a presiones más bajas. Otras propiedades asociadas a este tipo de fluidos son:   

La relación de gas – aceite producido (𝑮𝑶𝑹) varía en un rango de 200 a 700 [scf/STB]. Gravedad del aceite entre 15° y 40° API. Color característico de los fluidos líquidos a condiciones del tanque de almacenamiento: Marrón a verde, en tonalidades oscuras.

C

PRESIÓN

D

E

F A

G

100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

B TEMPERATURA

Figura 6 Diagrama de fase típico de un aceite negro ordinario. Tomado de Ahmed, T. (62).

62

AHMED, T. H. Reservoir Engineering Handbook. Tercera Edición. Elsevier Inc.: USA (2006), p. 5, fig. 1-2. [Modificado]

52

1.3.2.3 Aceite de alta merma o volátil. Un diagrama de fase típico para este tipo de fluidos es mostrado en la Figura 7. Como se muestra, en este tipo de fluidos las líneas de calidad están muy cercanas entre sí a medida que se acercan a la curva del punto de burbuja, y están distanciadas para presiones más bajas. Este tipo de fluidos es caracterizado por un muy marcado fenómeno de encogimiento del petróleo crudo en yacimientos saturados. La curva de generación de fluidos líquidos de hidrocarburos bajo el fenómeno de encogimiento del aceite, para los fluidos comprendidos dentro de esta categoría, es dada en la Figura 9. Otras propiedades asociadas a este tipo de fluidos son:     

Factor volumétrico de formación de aceite (𝑩𝒐 ) mayor a 1,5 [bl.res/STB]. La relación de gas – aceite producido (𝑮𝑶𝑹) varía en un rango de 2.000 a 3.200 [scf/STB]. Gravedad del aceite entre 45° y 55° API. Además, incrementa durante la vida productiva del yacimiento. Recobros de aceite bajos a condiciones de separador como se indica con el punto G en la Figura 7. Color característico de los fluidos líquidos a condiciones del tanque de almacenamiento: Verdoso a naranja, en diferentes tonalidades esencialmente claras. D

C

E 100% 60% 50%

PRESIÓN

40% 30% 20% 10%

F

5%

A

0%

G B TEMPERATURA

Figura 7 Diagrama de fase típico de un aceite de alta merma. Tomado de Ahmed, T. H., (63).

63

AHMED, T. H. Reservoir Engineering Handbook. Tercera Edición. Gulf Professional Publising: USA (2006), p. 7, fig. 1-6. [Modificado]

53

1.3.2.4 Aceite cercano a las condiciones críticas. Si la temperatura del yacimiento (𝑻𝒊 ) está muy cercana a la temperatura crítica (𝑻𝒄 ) definida en el diagrama de fase de la mezcla de hidrocarburos que almacena, tal como se muestra en la Figura 8, el sistema de hidrocarburos es identificado como un petróleo crudo cercano a las condiciones críticas. La principal característica de este tipo de fluidos es observada en el diagrama de fase; dado que todas las líneas de calidad convergen en el punto crítico, C, el comportamiento del fluido presenta un fenómeno de encogimiento muy notable desde una etapa temprana en la vida productiva del yacimiento (ver Figura 9), puesto que en yacimientos saturados, para declinaciones de la presión del yacimiento en rangos de 50 e incluso 10 [psi], el volumen de aceite puede cambiar de una saturación del 100% a una por debajo del 50%. Otras propiedades asociadas a este tipo de fluidos son:  

 

Factor volumétrico de formación de aceite (𝑩𝒐 ) igual o mayor a 2,0 [bl.res/STB]. Relación de gas – aceite producido (𝑮𝑶𝑹) superior a 3.000 [scf/STB].

Composición típica caracterizada por un rango de porcentaje molar de heptano plus (𝑪𝟕 +) del 12,5 al 20%. El gas liberado por este tipo de fluidos, al igual que los aceites volátiles, es gas de comportamiento retrógrado. D C E 100% 60%

PRESIÓN

40% 30%

F

20% 10% 5%

A

0%

G B TEMPERATURA

Figura 8 Diagrama de fase típico de un aceite cercano a las condiciones críticas. Tomado y modificado de Ahmed, T. H., (64).

64

AHMED, T. H. Reservoir Engineering Handbook. Tercera Edición. Gulf Professional Publising: USA (2006), p. 8, fig. 1-8. [Modificado]

54

% VOLUMEN DE LÍQU IDO

100

A B C D A - Aceite de baja merma B - Aceite negro ordinario C - Aceite de alta merma D - Aceite cercano a PC

0

PRESIÓN

Figura 9 Comparación del fenómeno de encogimiento o merma para los diferentes tipos de aceites. Tomado y modificado de Ahmed, T. H., (65).

1.3.2.5 Gas condensado cercano a las condiciones críticas. Si la temperatura del yacimiento (𝑻𝒊 ) está muy cercana a la temperatura crítica (𝑻𝒄 ) definida en el diagrama de fase de la mezcla de hidrocarburos que almacena, el sistema de hidrocarburos es identificado como un gas condensado o retrógrado cercano a las condiciones críticas. La curva de generación de hidrocarburos líquidos, presenta un comportamiento anormal (retrógrado) drástico de la isoterma, el cual alcanza porcentajes de saturación de aceite cercanos al 50%. La identificación de este tipo de fluidos es realmente difícil, sino imposible, para yacimientos de gas subsaturados, puesto que sus propiedades son en teoría iguales a las evidenciadas en yacimientos de gas retrógrado. En cuanto a yacimientos de gas saturado, la facilidad en la identificación de este tipo de fluidos no mejora, debido a que presenta propiedades muy similares a los yacimientos de gas retrógrado; sólo las pruebas rutinarias de laboratorio y datos confiables de campo como 𝑮𝑶𝑹, pueden facilitar en cierto grado el análisis y caracterización de este tipo de fluidos.

65

AHMED, T. H. Reservoir Engineering Handbook. Tercera Edición. Gulf Professional Publising: USA (2006), p. 9, fig. 1-10. [Modificado]

55

1.3.2.6 Gas condensado o retrógrado. En general, todo yacimiento de gas natural que tenga una temperatura comprendida entre la temperatura crítica (𝑻𝒄 ) y la temperatura cricondentérmica (𝑻𝒄𝑻 ), definidas en el diagrama de fase para la mezcla de hidrocarburos que almacena, es considerado un yacimiento de gas condensado o retrógrado. A diferencia de los yacimientos de gas retrógrado cercanos a las condiciones críticas, la isoterma de estos yacimientos no suele atravesar líneas de calidad superiores al 20% (la mayoría de los yacimientos de este tipo de fluidos no exceden el 15 – 19%), y en comparación con la generación de hidrocarburos líquidos, el comportamiento anormal (retrógrado) de este tipo de fluidos tiene variaciones más graduales. Algunas de las propiedades que acompañan este tipo de fluidos son:   

Relación de gas – aceite producido (𝑮𝑶𝑹) varía entre 8.000 a 70.000 [scf/STB]. Usualmente, el 𝑮𝑶𝑹 incrementa con el tiempo debido a la liberación de fluidos de componentes hidrocarburos pesados. Gravedad de los condensados a condiciones del tanque de almacenamiento superior a 50° API. Color característico de los fluidos líquidos condensados a condiciones del tanque de almacenamiento: blanco traslúcido, tonalidades muy claras (casi transparente).

1.3.2.7 Gas húmedo. La temperatura de los yacimiento de gas húmedo está por encima (ligeramente en la mayoría de casos) de la temperatura cricondentérmica (𝑻𝒄𝑻 ) definida para la mezcla de hidrocarburos que almacena, de modo que la isoterma no cruzará la zona de dos fases. Sin embargo, si se presenta un decrecimiento suficiente en la energía cinética de las moléculas pesadas con temperaturas cercanas a la temperatura cricondentérmica (𝑻𝒄𝑻 ), cambios subsecuentes en las propiedades físico-químicas del gas pueden dar lugar a incrementos en las fuerzas de atracción entre estas moléculas, hasta llegar a las condiciones adecuadas para que los componentes pesados generen una fase de hidrocarburos líquidos. Considerando que la temperatura del yacimiento (𝑻𝒊 ) es constante durante la vida productiva del mismo, este tipo de fluidos sólo condensarán a condiciones de superficie (𝑷𝑺 ; 𝑻𝑺 ), eventualmente en el separador. Algunas de las propiedades que acompañan este tipo de fluidos son: 

Relación de gas – aceite producido (𝑮𝑶𝑹) varía entre 60.000 a 100.000 [scf/STB].

56

  

Gravedad de los condensados a condiciones del tanque de almacenamiento superior a 60° API. Color característico de los fluidos líquidos condensados a condiciones del tanque de almacenamiento: blanco traslúcido, generalmente transparente. Condiciones de separador (𝑷𝑺𝒆𝒑 ; 𝑻𝑺𝒆𝒑 ) dentro del rango de presiones y temperaturas de la zona de dos fases.

1.3.2.8 Gas seco. Nombre con el que se denomina a todas las mezclas de hidrocarburos que tanto a condiciones de yacimiento como a condiciones de superficie, existen como gas. La energía cinética de la mezcla de hidrocarburos es tan alta, y las fuerzas de atracción son tan bajas, que la coalescencia de los constituyentes más pesados es literalmente imposible en las condiciones operativas de superficie. En efecto, el único fluido líquido asociado con el gas seco es agua. Las condiciones operativas del separador no son lo suficiente bajas para entrar en la zona de dos fases. Algunas de las propiedades que acompañan este tipo de fluidos son:  



Composición de heptano plus (𝑪𝟕 +) menor a 0,7%. Producción de condensados menor a 3 [STB/MMscf], los cuales corresponde a componentes pesados (𝑪𝟕 +) que se encuentran dispersos en el yacimiento por las condiciones del mismo. Esta tasa disminuye rápidamente a medida que avanza la vida productiva del yacimiento, concluyendo en un parámetro totalmente despreciable en los datos de campo. Relación de gas – aceite producido (𝑮𝑶𝑹) superior a 100.000 [scf/STB]. Esta propiedad tampoco es útil dentro de los datos de campo, puesto que la insignificante producción de condensados permiten desestimar dicha relación gas – aceite producido.

1.3.2.9 Agua de formación (Oilfield water). El agua es un fluido que normalmente está asociado a las acumulaciones de hidrocarburos, por consiguiente, es casi imposible producir petróleo y/o gas sin producir agua (relación agua – aceite producido, 𝑾𝑶𝑹 = 0,0%), de hecho, son varios los casos donde la producción de agua supera a la producción de petróleo (𝑾𝑶𝑹 > 100%); por lo tanto, la ocurrencia invariable de la presencia de agua en los yacimientos de hidrocarburos, establece un valor de importancia altísimo para

57

los ingenieros de petróleos sobre el conocimiento de las propiedades del agua de formación, o agua connata, o agua intersticial (66). Al igual que las propiedades exhibidas por las mezclas de hidrocarburos en los yacimientos, las propiedades físico-químicas del agua de los yacimientos dependen de su composición química, y de las condiciones de presión y temperatura del yacimiento. En general, todas las aguas de formación contienen sólidos disueltos, principalmente cloruro de sodio. Razón por lo cual, el agua de formación es en ocasiones llamada salmuera (brine; salt water), aunque no existe relación directa entre el agua de formación y el agua de mar, ni en la distribución de los iones presentes, ni en la concentración de sólidos, que tomando en consideración este último, el agua de formación exhibe concentraciones de sólidos disueltos en rangos de 200 ppm hasta elevados valores, como 300.000 ppm, mientras el agua de mar no suele contener más de 30.000 ppm de sólidos disueltos (67) (68). Las variaciones en la concentración y composición iónica de las aguas de formación pueden deberse a muchos factores. Entre las explicaciones que se han propuesto, Paris, M. (69) menciona los más relevantes: Origen de sedimentos no marinos; dilución de aguas subterráneas; variaciones en la concentración de sólidos por migración de los hidrocarburos en fase gaseosa; reducción de sulfatos por acción de microorganismos y/o por efecto de los componentes anaeróbicos del petróleo crudo; absorción e intercambio bajo de cationes con los minerales de las formaciones arcillosas; disolución de sales minerales durante la migración del agua de formación; intercambio de magnesio e iones de calcio durante la dolomitización (aguas de formación enriquecidas con magnesio); precipitación del magnesio, sulfatos y carbonatos de calcio, en el medio poroso; reacción química con los componentes que acompañaron a la mezcla de hidrocarburos durante su migración. Los cationes disueltos en aguas de formaciones productoras de petróleo más comunes suelen ser, como cita McCain, W. D., Jr. (70): Na+ , Ca2+ , Mg 2+ . Ocasionalmente K + , Ba2+ , Li+ , Fe2+ , Sr 2+ también se presentan. Igualmente, menciona los aniones más comunes en las aguas de formación de formaciones productoras de petróleo: Cl− , SO4 2− , HCO3 − , ocasionalmente CO3 2− , NO3 − , Br − , I − , BO3 3− , S 2− también se presentan con frecuencia. Muchas 66

PARIS DE FERRER, M. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Edición Especial. Ediciones Astro Data S.A: Venezuela (2009), p. 148. 67 PARIS DE FERRER, M. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Edición Especial. Ediciones Astro Data S.A: Venezuela (2009), p. 149. 68 McCAIN, W. D., Jr. The properties of petroleum fluids. Segunda Edición. PenWell Publishing Company: USA (1990), p. 438. 69 PARIS DE FERRER, M. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Edición Especial. Ediciones Astro Data S.A: Venezuela (2009), p. 148-154 70 McCAIN, W. D., Jr. The properties of petroleum fluids. Segunda Edición. PenWell Publishing Company: USA (1990), p. 438.

58

más combinaciones de iones, con composiciones que superan los 30 a 40 iones, pueden presentarse en salmueras muy complejas. 1.3.3 Composición molar típica de sistemas de hidrocarburos. Históricamente han existido múltiples investigaciones en torno a la composición precisa de los fluidos que pueden presentarse en general para todos los yacimientos de hidrocarburos del mundo, sin embargo, adquirir una base de datos global (con las propiedades de los fluidos de todos los yacimientos existentes) o simplemente establecer una investigación de tal magnitud, puede resultar muy costo y además puede requerir de varias décadas de investigación. A continuación, se mostrarán algunas de las estimaciones presentadas en la literatura petrolera. Entre las estimaciones menos recientes que alcanzaron una aceptación considerable por la comunidad científica de la industria petrolera, está la presentada por Craft, B. C., & Hawkins, M. F., (71), mostrada en la Tabla 2, la cual asume una clasificación de cuatro tipos de fluidos hidrocarburos. Avanzando en estimaciones menos recientes, hacia finales del siglo XX, Danesh, A. (72) presento una composición típica, también basada en la clasificación de cuatro tipos de fluidos hidrocarburos (aceite negro, aceite volátil, gas condensado, y gas seco), la cual es mostrada en la Tabla 3. Finalmente, otra clasificación de fluidos hidrocarburos del yacimiento, aceptada por la comunidad científica de la industria petrolera, toma en cuenta como parámetro principal la ubicación relativa de la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos con respecto a la temperatura original del yacimiento en un sentido más general, de modo que, cuatro categorías son establecidas: Mezclas de gases naturales (comprendida por los gases secos y algunos gases húmedos); mezclas de gases condensados (comprendida por los gases retrógrados y los gases húmedos con isotermas muy cercanas a la temperatura cricondentérmica); mezclas de fluidos cercanos a las condiciones críticas (comprendida por los gases retrógrados y aceites volátiles con temperaturas originales muy cercanas a las condiciones críticas); y mezclas de aceites (comprendida por toda la gama de petróleos crudos con temperaturas originales inferiores a las condiciones críticas). Pedersen, K. S., & Christensen, P. L. (73), presentan la composición típica de estas cuatro categorías de fluidos hidrocarburos, Tabla 4, basados en el análisis de las envolventes de fase (diagrama de fase) y en la aplicación de ecuaciones de estado (EOS). 71

CRAFT, B. C. & HAWKINS, M. F. Applied Petroleum Reservoir Engineering. Segunda Edición. Prentice Hall Inc.: USA (1991), p, 108, tab. 4.1. 72 DANESH, A. PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids. Primera Edición. Elsevier BV: UK (1998), p. 22, tab. 1.2. 73 PEDERSEN, K. S. & CHRISTENSEN, P. L. Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. Primera Edición. Taylor & Francis Group: USA (2007), p. 7-10, tablas. 1.2-1.3-1.4-1.5.

59

COMPOSICIÓN MOLAR TÍPICA DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO [CRAFT, B. C. & HAWKINS, M. F. (1991)] ACEITE ACEITE GAS COMPONENTE GAS SECO NEGRO VOLATIL CONDENSADO C1[%] 48,83 64,36 87,07 95,85 C2[%] 2,75 7,52 4,39 2,67 C3[%] 1,93 4,74 2,29 0,34 C4[%] 1,60 4,12 1,74 0,52 C5[%] 1,15 2,97 0,83 0,08 C6[%] 1,59 1,38 0,60 0,12 C7+[%] 42,15 14,91 3,80 0,42 TOTAL[%]

100

100

100,72*

100

*Total de fracciones molares superior a 100%. En la revisión bibliográfica se menciona que el valor es 100%, lo cual puede suponer un error de edición. Por información insuficiente (última edición: 1991) se respeta la composición presentada en el material bibliográfico. Tabla 2 Composición molar típica de fluidos del yacimiento en estado monofásico. Tomado y modificado de Craft, B. C., & Hawkins, M. F., (55).

COMPOSICIÓN MOLAR TÍPICA DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO [Danesh, Ali (1998)] ACEITE ACEITE GAS COMPONENTE GAS SECO NEGRO VOLATIL CONDENSADO N2[%] 0,16 0,12 0,29 6,25 CO2[%] 0,91 1,50 1,72 2,34 C1[%] 36,47 69,59 79,14 81,13 C2[%] 9,67 5,31 7,48 7,24 C3[%] 6,95 4,22 3,29 2,35 iC4[%] 1,44 0,85 0,51 0,22 nC4[%] 3,93 1,76 1,25 0,35 iC5[%] 1,44 0,67 0,36 0,09 nC5[%] 1,41 1,12 0,55 0,03 C6[%] 4,33 1,22 0,61 C7+[%] 33,29 16,64 4,80 TOTAL[%] 100 103* 100 100 *Total de fracciones molares superior a 100%. En la revisión bibliográfica no se menciona que el valor es 100%, lo cual concluye en un error no especificado. Por información insuficiente (última edición: 1998) se respeta la composición presentada en el material bibliográfico. Tabla 3 Composición molar típica de varias clases de fluidos hidrocarburos del yacimiento. Tomado y modificado de Danesh, A. (56).

60

COMPOSICIÓN MOLAR TÍPICA DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO [Pederson, K. S., & Christensen, P. L. (2007)] MEZCLA DE MEZCLA DE MEZCLA DE MEZCLA DE FLUIDOS COMPONENTE GASES GASES ACEITES CERCANOS CONDENSADOS NATURALES AL PC* N2[%] 0,04 0,46 0,53 0,34 CO2[%] 0,69 3,36 3,30 0,84 C1[%] 39,24 63,36 72,98 90,40 C2[%] 1,59 8,9 7,68 5,199 C3[%] 0,25 5,31 4,10 2,06 iC4[%] 0,11 0,92 0,70 0,36 nC4[%] 0,1 2,08 1,42 0,55 iC5[%] 0,11 0,73 0,54 0,14 nC5[%] 0,03 0,85 0,67 0,097 C6[%] 0,2 1,05 0,85 0,014 C7[%] 0,69 1,85 1,33 C8[%] 1,31 1,75 1,33 C9[%] 0,75 1,4 0,78 C10[%] 54,89** 1,07 0,61 C11[%] 0,84 0,42 C12[%] 0,76 0,33 C13[%] 0,75 0,42 C14[%] 0,64 0,24 C15[%] 0,58 0,30 C16[%] 0,5 0,17 C17[%] 0,42 0,21 C18[%] 0,42 0,15 C19[%] 0,37 0,15 C20+[%] 2,63 0,80 TOTAL[%] 100 101*** 100,01*** 100 *PC: Punto crítico **Esta medición corresponde al Decano plus [C10+] ***Total de fracciones molares superior a 100%. En la revisión bibliográfica no se menciona que el valor es 100%, lo cual concluye en un error no especificado. Por información insuficiente (última edición: 2007) se respeta la composición presentada en el material bibliográfico. Tabla 4 Composición molar típica de cuatro mezclas de hidrocarburos generales que pueden darse a condiciones de yacimiento. Tomado de Pederson, K. S., & Christensen, P. L. (70).

61

1.3.4 Identificación de los fluidos del yacimiento. 1.3.4.1 Criterios en el campo.

IDENTIFICACIÓN DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO EN CAMPO CRITERIO GOR inicial, scf/STB Gravedad inicial de líquido en tanque (STB), °API

ACEITE NEGRO

ACEITE GAS VOLATIL RETROGRADO

3.200

40

>40

GAS HÚMEDO

GAS SECO

>15.000*

≥100.000

superior a 70 No aplica

Colorado Tonalidades Oscuro (amarillo Color de claras (blanco Transparente (generalmente oscuro, líquido en traslucido, (blanco No aplica negro y marrón, tanque marrón, traslucido) marrón) naranja, naranja, verde) verde) *Límite estimado para cálculos de ingeniería. Tabla 5 Criterios de identificación en campo de los fluidos del yacimiento. Tomado y modificado de McCain, W. D., Jr. (1994) (74).

74

McCAIN, W. D., Jr. Revised Gas-Oil Ratio Criteria Key Indicators Of Reservoir Fluid Type. En Petroleum Engineer International (Abril 1994), p. 57, tab. 1.

62

1.3.4.2 Criterios en el laboratorio.

IDENTIFICACIÓN DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO EN LABORATORIO ACEITE ACEITE GAS GAS GAS CRITERIO NEGRO VOLATIL RETROGRADO HÚMEDO SECO Cambio de No hay No hay fase en Punto de Punto de Punto de rocío cambio de cambio de yacimiento burbuja burbuja fase fase (Pb; Pr) Heptano plus (C7+), >20 12,5 - 20