EXPOSICIÓN DE PETROFÍSICAGRUPO Nº2

Integrantes:

Ayala Nixon

Campo Raymi

López Ana

Vacacela Katherine

TEMPERATURA EN EL RESERVORIO

TEMPERATURA EN EL RESERVORIO

A medida que los fluidos se producen, retiran el calor del reservorio por convección. Las rocas subyacentes y superyacentes suponen fuentes de calor por tanto, pueden entregar calor por conducción manteniendo así constante la temperatura del reservorio.

FACTOR DE RECUPERACIÓN. LA RECUPERACIÓN PRIMARIA.

FACTOR DE RECUPERACIÓN. LA RECUPERACIÓN PRIMARIA.

FACTOR DE RECUPERACIÓN. LA RECUPERACIÓN PRIMARIA.

FACTOR DE RECUPERACIÓN. LA RECUPERACIÓN PRIMARIA.

El peso relativo de cada término se relaciona con el mecanismo de drenaje del reservorio los cuales se pueden clasificar así:

Expansión monofásica del petróleo: en reservorios sin casquete gasífero, a presiones elevadas, mayores que la presión de burbuja, sólo hay petróleo líquido y pesa el primer termino del miembro de la derecha.

Expansión de gas disuelto: al seguir la explotación la presión cae y el gas se libera, su expansión determina que el segundo término sea más importante.

Expansión de casquete de gas: cuando existe una capa de gas como fase separada al darse su liberación el segundo término puede llegar a ser aún mayor.

FACTOR DE RECUPERACIÓN. LA RECUPERACIÓN PRIMARIA

Expansión de una acuífera natural: cuando el volumen de la acuífera que rodea el halo del petróleo es muy importante el tercer termino puede llegar a pesar más que los otros.

Expansión de la roca y subsidencia: al disminuir la presión, el volumen poral disminuye debido a : que la roca reservorio se expande y que la carga total de la columna rocosa por encima de del reservorio comprime al mismo. Este fenómeno puede crear subsidencia. Cuando el reservorio esta constituido por arenas no consolidadas el último término puede cobrar importancia.

El cálculo del FR en la recuperación primaria depende del mecanismo de drenaje imperante. En la mayoría de casos el petróleo se produce por una combinación de los mecanismos descriptos cuyo peso relativo varía al avanzar la explotación

CAPÍTULO IILOS FLUIDOS DEL RESERVORIO

COMPORTAMIENTO DE FASE Y PROPIEDADES

CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DEL RESERVORIOEn un reservorio natural de petróleo : Se encuentran dos fases como mínimo: petróleo y agua. Puede haber una tercera fase (casquete gasífero)Se ubican de acuerdo a sus densidades

AGUA

Se encuentra tanto en la zona acuífera como en la petrolífera

La zona acuífera: - acuífera inactiva: no contribuye al proceso de producción. - acuífera activa: es capaz de producir un barrido lento y gradual del petróleo hacia arriba.

En la zona petrolífera y en el casquete de gas: - connata, intersticial o irreducible. Ocupa entre un 10%

y un 30% del volumen poral en la zona de

hidrocarburos, estos valores no disminuyen

durante la explotación.

PETRÓLEO

El gas seco se presenta totalmente en fase gaseosa durante toda la explotación y no produce hidrocarburo líquido en la superficie.

El gas húmedo permanece en fase gaseosa, pero puede formar hidrocarburo líquido en la superficie.

El gas condensado constituye una fase gaseosa en las condiciones iniciales, antes de ser producido, sin embargo, al disminuir la presión del reservorio presenta la condensación retrógrada, que forma un petróleo líquido liviano.

El petróleo volátil tiene muy baja densidad y alta relación gas petróleo.

El petróleo negro tiene una temperatura crítica mayor que la temperatura original del reservorio.

El petróleo pesado tiene alta densidad y viscosidad.

GAS

COMPORTAMIENTO DE FASE DE LOS HIDROCARBUROSDepende de la presión , del volumen ocupado y de la temperatura. Este comportamiento de fase se describe mediante mediciones de laboratorio conocidas como “Análisis PVT”.

ll.2.1 Hidrocarburo Puro

Si el volumen que ocupa el etano aumenta, la presión disminuye hasta que aparece la primera burbuja de gas (punto de burbuja).

Al seguir aumentando el

volumen la presión no

presenta cambios, el liquido

se sigue vaporizando

siempre que la temperatura

sea constante, llega un

momento en el cual todo

el liquido se vaporizo

(punto de roció).

El conjunto de los puntos de burbuja a distintas temperaturas forma la línea de burbuja, de igual forma existe una línea de roció. Ambas líneas se unen en un punto critico (32.3°C, 48.2 atm).

En las proximidades del

punto critico las propiedades

de las 2 fases se asemejan,

por encima del punto critico

no se diferencia las 2 fases.

Las dos líneas se proyectan

en el plano PT como única

curva denominada presión

de vapor.

ll.2.2 Mezcla de dos hidrocarburos

En el grafico se representa las curvas de presión de vapor de los componentes puros en el plano PT.

Para la mezcla estas dos curvas no coinciden, pero se unen en el punto critico,

encerrando una zona

bifásica (tiene 2 fases)

liquido-gas en equilibrio.

Dentro de la zona

bifásica la composición

del liquido y gas varia.

(Curvas de presión de vapor para dos componentes puros)

Se parte de un estado liquido por encima de la zona bifásica (Aˈ) y se disminuye la presión, luego de alcanzar la línea de burbuja (A) se tiene aun la composición de 50% etano y 50% pentano, si se continua hacia abajo las primeras burbujas de gas van a ser ricas en etano.

A medida que la presión

disminuye se genera mas

gas, el gas será mas rica en

pentano, y sobre la línea

de roció se forma un gas

cuya mezcla es al 50%.

(Diagrama de fases para una mezcla 50:50)

ll.2.3 Mezclas Multicomponentes

Al ser mas compleja la mezcla, los rangos aumentan en la presión y en la temperatura.

Existe un punto en el cual la presión es máxima (cricondenbárico) y un punto de temperatura máxima (cricondentérmico)

Considerar que la mezcla de

hidrocarburos esta situada en

3 distintos reservorios cuyas

condiciones iníciales de P, T

son los puntos A, B y C. El punto A corresponde a un reservorio de petróleo

subsaturado, el B a un gas condesado y el C a un reservorio de gas.

PETRÓLEO NEGRO

La composición del petróleo permite determinar el diagrama PT, por tanto cada petróleo presenta un distinto comportamiento de fase.

Diagrama PT de un petróleo negro con un bajo GOR

Celda PVT: Es la celda donde se efectúa el estudio (presión-volumen-temperatura) consiste básicamente de un cilindro hueco de acero inoxidable

aproximadamente de 600 cm3 de capacidad, tiene provista una ventana para la observación visual de la presión de burbuja. Esta diseñada para soportar fuertes cambios de presión y temperatura

Líquido saturado: se dice que el líquido está saturado si al agregar energía (calor), una fracción de él pasa a la fase vapor. La energía agregada produce un cambio de fase y es un aporte de calor latente.

Líquido subsaturado: al agregar energía al líquido produce un cambio de temperatura y es un aporte de calor sensible En este caso hay aumento de volumen en la solidificación. También podemos ver que a medida que nos alejamos de la temperatura crítica (Cr en la figura) el comportamiento del fluido se asemeja más aun gas perfecto

Punto de burbuja: condiciones correspondientes al caso en que la mezcla se encuentra como líquido saturado, en equilibrio con el vapor

Punto de rocío: El punto de rocío o temperatura de rocío es la temperatura a la que empieza a condensarse el vapor de agua contenido en el aire

Punto crítico: Es el punto donde se detiene la curva que separa las fases vapor-líquido

Esquema de las instalaciones de superficie de un pozo productor de petróleo por gas disuelto

Cabeza de pozo: Está equipado con la válvula de seguridad superficial y la válvula de seguridad de fondo de pozo para lograr el control automático de seguridadEl dispositivo de sellado metal puede operar en forma estable y segura bajo alta presión, corrosión y condiciones extremas de trabajo durante un largo tiempo. Además tiene una vida útil larga.

Separador : Nos permite separar el líquido que proviene del GLC (gas licuado de petróleo) que provienen del reservorio

Gasómetro: es un tanque que en el que se almacena el gas a presión para su suministro por una red de distribución que dosifica correctamente el gas proporcionadamente sin dañar niveles de presión y tales

GAS CONDENSADO

Un gas condensado es un fluido monofásico en condiciones de yacimiento originales. Está compuesto principalmente de metano [C1] y de otros hidrocarburos de cadena corta, pero también contiene hidrocarburos de cadena larga, denominados fracciones pesadas. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases, una gaseosa y otra líquida, lo que se conoce como condensado retrógrado.

Durante el proceso de producción del yacimiento, la temperatura de formación normalmente no cambia, pero la presión se reduce. Las mayores caídas de presión tienen lugar cerca de los pozos productores. Cuando la presión de un yacimiento de gas condensado se reduce hasta un cierto punto de rocío, una fase líquida rica en fracciones pesadas se separa de la solución

Algunas mezclas de hidrocarburos se presentan en la naturaleza en condiciones de temperatura y presión situadas por encima del punto crítico.Se clasifican como gas condensado y presentan un comportamiento anormalCuando la presión disminuye tiene a condensarsePosteriores disminuciones de presión aumentan la cantidad del líquido .

Si el gas A se lleva a las condiciones del separador , se condensa un 25% de líquido. Pero, en una reducción de presión posterior a condiciones de tanque de almacenamiento , se recupera alrededor del 4%del líquido.

El líquido recuperado es un petróleo liviano de color claro

Interpretación del diagrama de fase

GAS SECO Y HÚMEDO

Gas seco: es un compuesto formado esencialmente por metano (94–99 por ciento) que contiene cantidades escasas de productos licuables

El gas húmedo: es la mezcla de hidrocarburos obtenida del proceso del gas natural mediante el cual se eliminan las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos, obteniendo un contenido de componentes más pesados que el metano.

La temperatura original del reservorio (A) se encuentra por encima del punto críticoSi el gas se dirige al tanque de almacenamiento , no se recupera líquido.

El gas húmedo, en las condiciones iniciales del reservorio ,es igual al seco. Pero llevado a las condiciones de separador y de tanque, se recuperan pequeñas cantidades de líquido.

GRACIAS POR SU ATENCIÓN