Tipos de Fluidos de Yacimiento

7/23/2019 Tipos de Fluidos de Yacimiento

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30/07/20

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Tipos de fluidos de yacimiento


Contenido

• Fluido almacenado

– Diagramas de fase

• Empuje predominante

• Trampa

• Porosidad (tipo de roca)

• Presión original


Fluido almacenado

Gas seco Gas húmedo

Gas condensadoAceitenegro

‐ PVT and Phase behavior of Petroleum Reservoir Fluids., Ali Danesh



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Fluido almacenado

Escobar, F. Ing. de Yacimientos


Fluido almacenado

Escobar, F. Ing. de Yacimientos


Fluido almacenado



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Análisis Stiff: agua de mar / formación

30/07/20127

[ m g/ l ] r eq u er i da PM ( g/ l ) Sales autilizar :

AGUA DE

MAR Fecha de muestreo 01-sep-05 11.435 Na+ 2 2. 9 89 8 PM ( g /m o l) R e la c io n m o la r

0.480 Ca+ 40.08 CaCl2.2H20 147.0261:2=1

Del análisis Stiff: Sales autilizar : 1.045 Mg++ 24.305 MgCl2.6H20 203.331:2=1

PM (g/mol) 0.003 Fe-3 55.847 Na2SO4 142.12:1=1

mg/l PM (g/mol) CaCl2.2H20 58.44 19.312 Cl- 35.453 NaCl 58.441:1=1

1 14 35 .2 7 Na + 2 2. 98 98 MgCl2.6H20 203.33 0.156 HCO3- 61 NaHCO3 84.011:1=148 0Ca + 40 .08 Na2SO4 119.05 2.900 SO4-- 96.064

1 04 4. 9 Mg ++ 2 4. 30 5 NaCl 58. 44 3 5. 331 33

3 Fe- 3 5 5. 847 sal (g/l) Mg++(g/l) Cl- (g/l)

1 93 12 Cl - 3 5. 45 3 MgCl2.6H20 Mg++ 0.042991 8.74139 1.0449 3.048331

15 6. 16 HC O3- 61 Cl- 0.085982

2 90 0 SO 4- - 9 6. 06 4

CaCl2.2H20 Ca+ 0.011976 1 .7 60 79 C a+ C l-

Cl- 0. 02 39 52 0 .4 8 0 .8 49 17 4

Ca++ + 2Cl-- 2H2O = CaCl2.2H20 Na2SO4 Na+ 0.060376 N a+ S O 4 --

balanceestequiométrico 1 mol 2 mol 1 mol SO4-- 0.030188 4.28974 1 . 38 8 04 1 7 2 . 9

40.08 70.906 36.03148 147.01748

molesrequeridosde Ca 0 .0 11 97 60 5 0 .0 23 95 21 0 .0 11 97 60 5NaHCO3 Na+ 0.00256 N a + H CO 3-

0 .4 8 0 .8 49 17 36 5 1 .7 60 68 83 8 H CO 3- 0.00256 0.21507 0.0588539 0.15616

gramosautilizar delasal

Subtotales:

Mg++ + 2Cl-- 6H2O= M gC l2 .g H2 O N a+ C a+ M g+ + H C O3 - S O4 -- C l- S a l in i da d ( g/ l )

2 4. 30 5 7 0. 90 6 1 08 .0 94 44 2 03 .3 05 44 1 .4 47 0 .4 80 1 .0 45 0 .1 56 2 .9 00 3 .8 98 9 .9 25 1 5. 00 7

molesrequeridosde Mg 0 .0 42 99 11 5 0 .0 85 98 23 1 0 .0 42 99 11 5Balanceco n NaCl

3.89750442

Cl acumulado

(g) 1 . 04 49 3 .0 48 33 07 7 8.7403355 7.995 12.32989 20.324

3897.50442Cl acumulado(mg/l)gramosautilizar delasal

Na+ + Cl- = T o ta l ( g/ l ) 3 5. 33 1

22.9898 35.453 58.4428 Parapreparar5 lts:

molesrequeridosde Cl 0 .4 34 78 67 8 0 .4 34 78 67 8 0 .4 34 78 67 8CaCl2.2H20 1.76 8.80

9 . 99 5 66 1 03 1 5 .4 1 44 9 56 25.4101566 MgCl2.6H20 8.74 43.71

15.4144956clororestanta gramosautilizardelasal Na2SO4 4.29 21.45

19.312clorototal NaHCO3 0.22 1.08

9.99566103Na acumulado(g) NaCl 20.32 101.62


Conceptos

8

• Sistema – es una cantidad específica de material a estudiar, que puede ser descrita por una o más

propiedades.

• Propiedades extensivas – F = F(m: V, H, E…)

• Propiedades intensivas – F F(m): T, P, , entalpia específica, volumen específico, composición de la fase etc.,

Gravedad

específica

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‐ PVT and Phase behavior of Petroleum Reservoir Fluids., Ali Danesh

‐ Enhanced Oil Recovery, Larry W. Lake

Cualquier propiedad del sistema

que puede ser medida

Q / m: Propiedades específicasQ / v : Propiedades molares


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• Fase – Es una región homogénea de materia, donde las propiedades son continuas. Cuando se

presenta una discontinuidad ésta se relaciona con una interface y consecuentemente elsistema consiste de dos o más fases.

• Componente – Es

cualquier

entidad

química

identificable.

H20,

CH4,

C4H10,

Na,

OH

‐

.

En algunos

casos,

para

facilitar la representación del comportamiento es útil agrupar componentes de características

similares en pseudo componentes.

• Regla de las fases de Gibbs – La relación entre número de componentes: Nc, número de fases NP, número de reacciones

químicas: NR, y los grados de libertad del sistema: NF, esta dada por la regla de las fases de

Gibbs:

NF = NC – NP + 2 ‐ NR

;

El número de grados de libertad es el número de variables termodinámicas intensivas necesariaspara determinar el estado termodinámico de todas las propiedades del sistemas.

La regla de Gibbs no da el valor de las variables ni determina cuales son, solo determina elnúmero.

Conceptos

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Componentes puros , Diagrama P‐T

10

En Np = 2: NF = 1

En Np = 3: NF = 0

Punto crítico:

Pc

presión por encima de la

cual un líquido no puede

ser vaporizado a gas a

cualquier T.Tc

temperatura por encima

de la cual un gas no

puede ser condensado a

líquidoIndependiente de la

presión.En el Pc las propiedades del gas y del líquido son

idénticas

Región de transición

de liq a gas, sin

cambios discontinuos en la propiedades:

Región

supercríticaT>Tc, P>Pc

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Para componentes puros, la regla de las fases determina que solo tres fases pueden formarse a cualquier P y T.


Diagramas Presión‐volumen molar

ESS11

‐ P1T1 : componente puro en una fase líquida.‐En un expansión isotérmica, el volumen molar aumenta pero

débilmente (liq. No compresible).‐ En P = Pv(T1) el volumen molar se incrementa conforme el componente cambia de fase de liquido a gas. Este cambio se

da a T, y P constantes.‐ P = Pv(T2), inicia con Vm mayor que T1, la vaporización se

da a una presión más alta y la curva de discontinuidad es

menor. ‐El comportamiento es similar a T >T1, pero en T = Tc, isoterma crítica, tiene pendiente cero y cero curvatura:

‐A T>Tc, las isotermas son monótonamente

decreciente con primera derivada continua

pero sin puntos de pendiente o curvatura

cero.

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Comportamiento de fases de mezclas

12

Para mezclas multi componente con dos fases presentes: NF >2.‐Expansión a composición constante. ‐De P1 a P3 el material esta en una sola fase líquida. ‐En P3 comienza a formarse una cantidad de vapor = Pb

Cricondenbar: Presión por encima de la cual un liquido no

puede ser vaporizado. Ocurre en el límite de la envolvente

de fases.‐De P3 a P5 hay más formación de gas conforme se vaporiza

el líquido.

‐A

P<P5,

la

fase

líquida

casi

desaparece

quedando

solo

gotas. Presión de rocío. La envolvente de fase de este

cambio se llama curva de punto de rocío.Cricondenterma. Temperatura por encima de la cual un gas no puede ser condensado.‐A cualquier punto T, P dentro de las envolventes de fases, la

fase líquida esta en su punto de burbuja y el gas esta en su

punto de rocío.‐Ambas curvas convergen en el punto crítico.

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En mezclas, existe en general un intervalo de presión entre la

cricondenbary la Pc y entre la T crítica y la cricondenterma, donde puede ocurrir un comportamiento retrogrado: el comportamiento es opuesta a lo que dicta la intuición – una

fase gaseosa desaparece conforme se incrementa la

temperatura‐ y el fenómeno se denomina vaporización

retrógrada.



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Diagrama P‐composición

Dilución de un aceite crudo M4 con un

componente puro volátil A

‐ Conforme

la

fracción

mol

de

A

aumenta

la

envolvente migra hacia el eje vertical, creciendo la zona de gas.

‐ La envolvente de fases desaparece

conforme la curva se acerca a la curva de

presión de vapor de A.‐ Existen muchas mezcla de M4 con A, cada

una tiene su respectivo Pc en el espacio P‐T, el cual también migra al Pc del componente

puro.‐ La composición global de la mezcla en el Pc

es la mezcla crítica a esas coordenadas P,T.


Diagramas P‐composición

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Fracción mol

de

A

Iniciando en un punto de P alto a T cte‐ Conforme se reduce la P a T cte se produce la

curva de rocío para la M1 en P6. ‐ Conforme baja la presión en la isoterma, en P5 se

localiza el Pc para la mezcla M2, por lo tanto en

estas coordenadas PT se tiene la mezcla crítica. Pero en ese punto también es otro punto de la

curva de rocío, por eso tiene la misma presión

pero diferente concentración.

‐ P4: punto de burbuja para M3 y punto de rocío

para M2‐ P1 y P2 son los puntos de rocío y de burbuja

respectivamente para el aceite no diluido.

Dado que estos diagramas son a Temperatura

constante, no se puede representar otras envolventes

a otras temperaturas. En los diagramas P‐z se sacrifica un grado de libertad, la Temperatura.


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Representación en diagramas ternarios

No es necesario determinar el comportamiento de fases con

todos los componentes dado

que la región de interés se

puede de limitar solo a tres

componentes.

1 SurfactanteCo surfactanteHidrocarburo

AguaNaCl

psedocomponente

Pseudocomponente

Healy at. al. SPEJ Oct 1074



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Diagramas ternarios

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‐Mezcla de 3 componentes puros‐Se requiere describir la composición de dos

componentes,

el

3º

se

obtienen

por

sustracción.‐Los límites del triángulo corresponden a mezclas binarias y las vértices a componentes puros.

M1 = 20 % C1, 50 % C2, 30 % C3

M3 = 100 % C2

M2 = 70 % C1, 30% C3

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‐Los diagramas ternarios son muy útiles en EOR

ya que es posible representar simultáneamente

, fases, composición global y cantidades relativas de componentes.


Composición de fase: dos fases

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• Es posible representar la composiciónde las fases y la composición global enel mismo diagrama.

• Composición global: Ci = Ci1S1 + Ci2,S2,i= 1,2,3,

• Cij es la concentración del componentei en la fase j

• Sj es la cantidad relativa de la fase j. S1+ S2 = 1

• Por convención la fase 1será rica enC1y la fase 2 tendrá menos C1.

• Leverrule:

• S2 = C3‐C31 / C32‐C31 = C1‐C11 / C12‐C11

• E sta ec uación es una línea entre la

composición de la fase 1 y la composición

global, que tiene la misma pendiente que la

línea que pasa entre la composición de la fase

2 la composiciónglobal.

• La intersección entre estas líneas y la curva

binodal , dan la composición de las fases.

Todas estas líneas convergen en el plait point

dondelas composicionessoniguales.


Comportamiento de tres fases

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• NF = 0.

• El estado del sistema esta completamente determinado.

• Las regiones de tres fases están

representadas en diagramas ternarios por pequeños sub triángulos dentro del un

triángulo grande.

• Dado que no hay tie lines en la región de

tres fases, los puntos invariantes de los

sub triángulos

dan

la

composición

de

la

fase en cualquier composición global dentro del triángulo.

• Los puntos A y C son mezclas en dos fases.

• El punto B está en la región trifásica

• Puntos D y E son monofásicos.



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Representación cuantitativa del equilibrio

de dos fases

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• Equilibrio de vaporización flash

• Ecuación de estado

• Relaciones

empíricas. Equilibrio de vaporización flash

A bajas presiones: Presiones parciales

Dalton, Raoult,

K a partir de Pi


Representación cuantitativa del equilibrio

de dos fases

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• Equilibrio de vaporización flash

– Altas presiones

• Uso de presión de convergencia, que

es representada en gráficas y

funciones.

• Para la vaporización flash, a partir de fracción mol global del componente i, de Ki y ensayo y error para nv y nL.

• Las ecuaciones pueden ser usadas

para determinar líneas de calidad en

diagramas P‐T:

• Presión de burbuja (nL = 1)

• Presión de vapor (nv = 1)

• Condición necesaria para

dos fases:


Ecuaciones de estado

21

Componentes puros

Una ecuación de estado es una

relación matemática entre tres propiedades intensivas Vm, T, P.Usualmente se representa

explícitamente para la presión:

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‐ Fundamentos de ingeniería de yacimientos. F.H. Escobar

Aceite

Agua

Propiedades del aceite / agua de yacimiento


Empuje predominante


Trampa

Estratigráficas

‐ Sucesión estratigráfica de capas impermeables‐ Por cambios laterales de facies (7 %

de las trampas)‐ Discordancias (materiales

impermeables) (3% de las trampas)

‐ Fallas de origen tectónico. Contacto de una placa

impermeable con una porosa‐ Anticlinales (80% de las trampas)

Estructurales

Trampas mixtas (10%)



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Porosidad (Tipo de roca)

Rocas

detríticas: clásticas,

siliciclásticas, terrígenas. Mezcla de

granos minerales y fragmentos de roca

derivados del interperismo y erosión.

Lodolita. Roca sedimentaria detrítica.

Granos de

tamaño

de

lodo

formado

por

mezclas de arcilla y limo. No presentan

fisilidad . ‐ Limo‐limonitas‐ Arcillas‐argilitas‐ Lutita‐ “lodo”, roca formada por arcillas que poseen fisilidad y/o laminación

Areniscas: rocas sedimentarias constituidas por granos del tamaño de

arena (de 1/16 a 2 mm).arenisca caliza




Porosidad (Tipo de roca)Rocas carbonatadas



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CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD SECUNDARIA

(ARENISCAS)‐ Porosidad secundaria intergranular (principalmente por

disolución

de

matriz

y/o

cemento).‐ Porosidad secundaria con poros fuera de tamaño (“oversized”),

cada poro debe ser mayor a los granos adyacentes, se forma por disolución de clastos, matriz y/o cemento.‐ Porosidad secundaria móldica, se pueden delinear los bordes de su precursor, se clasifica en a. moldes de granos, b. moldes de

cementos (véase también intercristalina) y c. moldes de

reemplazos.‐ Porosidad secundaria intramatriz (generalmente

microporosidad).‐ Porosidad secundaria intragranular (por la disolución parcial de

clastos).‐ Porosidad secundaria por fractura (conviene dividirla en a. por fractura de granos y b. por fractura de roca).

intergranular

fractura


Presión inicial

Presión de sobrecarga = peso de la roca +fluidosEn la mayoría de las formaciones es del orden de

1 psi / ft

Una reducción en

la presión inicial del fluido conduce

a un incremento

de presión en el grano

Gradientes típicos:‐ Agua:0.4335 psi/ft‐ Aceite: 0.35 psi/ft‐ Gas: 0.08 psi/ft

D+14.7

D+14.7+/‐

C

0.35D+14.7


Presión



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Presión


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