TEMA 3 - PGP221

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25/04/2014
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TEMA 3
ANÁLISIS DEL FLUIDO EN EL 
RESERVORIO
ING. LUIS ALEJANDRO DELGADO A.
INGENIERÍA DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL 
PGP 221 - PRODUCCIÓN II
CONTENIDO
3.1 INTRODUCCIÓN.
3.2 DIAGRAMA DE FASES.
3.3 CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS EN EL RESERVORIO.
3.4 RESERVORIOS DE PETRÓLEO.
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INTRODUCCIÓN
 El estudio del comportamiento del fluido en el
reservorio es muy importante para optimizar la
producción, porque el mecanismo de elevación
depende del comportamiento del fluido en el
reservorio.
 Los diagramas de fases son esencialmente utilizados
para:
 Clasificar los reservorios.
 Clasificar naturalmente los sistemas de hidrocarburos.
 Describir el comportamiento de fases del fluido.
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DIAGRAMA DE FASES
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DIAGRAMA DE FASES
 Propiedades Intensivas.- Son independientes de la cantidad
de materia, como ser: la viscosidad, la densidad, el factor
de compresibilidad, temperatura, etc.
 Punto Crítico.- Para una mezcla multicomponente es
referido como el estado de presión y temperatura a la cuál
todas las propiedades intensivas de las fases de gas y líquido
son iguales (Punto C).
 Curva de Punto de Burbuja.- La curva de punto de burbuja
(línea BC) es definida como la línea que está separando la
región de la fase líquida de la región de dos fases.
 Curva de Punto de Rocio.- La curva de punto de rocio (línea
AC) es definida como la línea que está separando la región
de la fase vapor de la región de dos fases.
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DIAGRAMA DE FASES
 Región de dos Fases.- La región encerrada por la curva de
punto de burbuja y la curva de punto de rocío (línea BCA),
donde el gas y el liquido coexisten en equilibrio.
 Cricondenbar (Pcb). Es la máxima presión a la cual puede
coexistir en equilibrio un liquido y su vapor (punto D).
 Cricondenterma (Tct).- Es la máxima temperatura a la cual
puede coexistir en equilibrio un liquido y su vapor (punto E).
 Líneas de Calidad.- Las líneas discontinuas dentro del
diagrama de fase son llamadas líneas de calidad, ellos
describen las condiciones de presión y temperatura para
volúmenes iguales de líquidos. Note que las líneas de calidad
convergen en el punto crítico.
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CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS EN EL
RESERVORIO
 En general, los reservorios son convenientemente
clasificados en base a la ubicación del punto que representa
la presión inicial de reservorio Pi, y la temperatura T con
respecto al diagrama de presión-temperatura del fluido de
reservorio.
 Por lo tanto, los reservorios pueden ser clasificados dentro
de básicamente dos tipos que son:
 Reservorios de petróleo.- Si la temperatura del reservorio Tr, es
menor que la temperatura crítica Tc, del fluido del reservorio.
 Reservorios de gas.- Si la temperatura del reservorio Tr, es mayor
que la temperatura crítica Tc, del fluido del reservorio.
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RESERVORIOS DE PETRÓLEO
 Dependiendo de la presión de reservorio inicial Pi, los
reservorios de petróleo pueden ser subclasificados dentro de
las siguientes categorías.
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 Reservorio de petróleo
subsaturado.
 Reservorio de petróleo
saturado.
 Reservorio con capa de
gas.
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RESERVORIOS DE PETRÓLEO
 Reservorios de petróleo bajo saturados.- Si la presión inicial del
reservorio Pi, (representado por el punto 1) es mayor que la
presión del punto de burbuja Pb, del fluido de reservorio. El
reservorio es llamado un reservorio de petróleo bajo saturado.
 Reservorio de petróleo saturados.- Cuando la presión de
reservorio inicial, Pi, es igual a la presión del punto de burbuja,
(representado por el punto 2), el reservorio es llamado como
reservorio de petróleo saturado.
 Reservorio con capa de gas.- Si la presión de reservorio inicial Pi,
está por debajo de la presión del punto de burbuja del fluido del
reservorio (representado por el punto 3), el reservorio es llamado
reservorio con capa de gas o reservorio de dos fases, en la cual el
gas o la fase vapor esta sobre una fase de petróleo.
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RESERVORIOS DE PETRÓLEO
 Generalmente los petróleos crudos son comúnmente clasificados
dentro de los siguientes tipos.
 Petróleo Negro Ordinario.
 Petróleo de bajo encogimiento.
 Petróleo volátil.
 Petróleo cerca al punto critico.
 La clasificaciones son esencialmente basadas sobre las
propiedades exhibidas por el petróleo crudo:
 Propiedades físicas.
 Composición. 
 Relación gas – petróleo.
 Apariencia.
 Diagramas de fase presión-temperatura.
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 PETRÓLEO NEGRO
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 Relaciones de gas petróleo entre 200 y 700 scf/STB.
 Gravedades de petróleo de 15 a 40 oAPI.
 El petróleo en tanque es usualmente de color marrón a verde
oscuro.
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 PETRÓLEO DE BAJO ENCOGIMIENTO
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 Bo < 1,2 Bbl/STB.
 Relación gas petróleo menor que 200 scf/STB. 
 Gravedades de petróleo menor que 35 oAPI. 
 El petróleo en tanque es usualmente de color negro y oscuro.
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 PETRÓLEO VOLATIL
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 Bo < 2,0 Bbl/STB.
 Relación gas petróleo entre 2000 y 3200 scf/STB. 
 Gravedades de petróleo entre 45 y 55 oAPI. 
 El petróleo en tanque es de color verdoso a naranja.
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 PETRÓLEO CERCA AL PUNTO CRITICO
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 Bo >= 2,0 Bbl/STB.
 Alta Relación gas petróleo, más de 3200 scf/STB. 
 La composición usualmente es: 12,5 a 20 % mol de C7+; 35 % o 
más de etano a través hexano; el resto en metano.
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