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Ingeniería de reservorios Ingeniería de reservorios Presentation Transcript

  • INGENIERÍA DE RESERVORIOS Curso complementario
  • AMBITO DE LA INGENIERÍA DE RESERVORIOS
  • CAPITULO I: PROPIEDADES DE LAS ROCAS POROSIDAD
  • CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD  La porosidad se puede clasificar de dos maneras:  1. En base a su origen:  1.1. Original o Primario  1.2. Inducida o Secundaria  2. En base al volumen poroso considerado  2.1. Absoluta o Total: Fracción del volumen total de la roca que no está ocupado por material  denso o matriz.  2.2. Efectiva: Fracción del volumen total de la roca que esta compuesto por espacios porosos  que se hallan comunicados entre sí.
  •  La porosidad total siempre va a ser mayor o igual a la efectiva. Para el ingeniero de yacimientos  la porosidad más importante es la efectiva, pues constituye los canales porosos interconectados,  lo que supone que puede haber importante saturaciones de hidrocarburos en dichos espacios.  La porosidad es considerada :  • Muy Baja cuando es =< 5%  • Baja cuando es >5% pero =<10%  • Promedio cuando es >10% pero =<20%  • Buena cuando es >20% pero =<30%  • Excelente cuando >30%
  • POROSIDAD MÁXIMA
  • FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD  • Escogimiento de los granos: Mientras los granos de la roca sean más uniformes mayor será la  porosidad.  • Arreglo de los granos: La simetría influye en el valor de la porosidad, mientras menos  simetría exista más afecta la porosidad.  • Cementación: Los granos están “pegados” entre sí mediante una cementación natural que  por supuesto resta espacio poroso a ser ocupado por los hidrocarburos.  • Presencia de Grietas y Cavidades: Son factores que favorecen la porosidad  • Consolidación: La presión de sobrecarga de un estrato crea acercamiento entre las rocas.  Mientras sea menor su efecto, mayor será el valor de porosidad.
  • CAPITULO II: SATURACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS
  • MOVILIDAD  Es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de un fluido  En un proceso de flujo multifásico, existe relación entre las movilidades de los fluidos, a esto se le conoce como relación de movilidad, M, normalmente se expresa como la relación entre el fluido desplazante sobre el desplazado. Si el fluido desplazante es agua.  Si M < 1, significa que el crudo se mueve más fácilmente que el agua, si M = 1 significa que ambos fluidos tienen igual movilidad y si M > 1, significa que el agua es muy móvil con respecto al crudo
  • TENSIÓN INTERFACIAL  La interfase que separa a dos fases es una región con solubilidad limitada, que a lo sumo tiene el espesor de unas pocas moléculas. Se puede visualizar como una barrera que se forma debido a que las fuerzas atractivas entre las moléculas de la misma fase son mucho mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes.
  • MOJABILIDAD  Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con él a extenderse o adherirse a una superficie sólida.  Medida de la mojabilidad. El ángulo de contacto es una medida indirecta de mojabilidad. Si θ < 90° se dice que el sistema es mojado por agua y si θ > 90° hace referencia a un sistema mojado por aceite.
  • MOJABILIDAD
  • PRESIÓN CAPILAR  El hecho de que el agua y el petróleo sean inmiscibles es muy importante. Cuando tales fluidos están en contactos, una interfase bien definida existe. Las moléculas cerca de la interfase están desigualmente atraída por las moléculas vecinas y esto da un incremento en el nivel de energía libre en la superficie por unidad de área o tensión interfacial. Si la interfase es curva la presión en el lado cóncavo excede el convexo y esta diferencia es conocida como presión capilar.  Es la diferencia de presión entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante.
  • PRESIÓN CAPILAR
  • DISTRIBUCIÓN DE LOS FLUIDOS EN EL RESERVORIO
  • PERMEABILIDAD
  • PERMEABILIDADES RELATIVAS
  • CAPITULO III: COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS EN EL RESERVORIO  • Presión: Es la fuerza por unidad de área ejercida por las moléculas alrededor de los materiales  • Temperatura: Es una medida de la energía cinética de las moléculas  • Fase: Es cualquier parte homogénea de un sistema que físicamente distinta a las otras partes.  • Componente: La cantidad de elementos independientes que constituyen un sistema. Por ejemplo el gas natural, puede consistir de metano, etano, o cualquier otra combinación química, y cada uno de ellos son componentes.  • Propiedades Intensivas: Son aquellas propiedades independientes de la cantidad de materiales bajo consideración.  • Propiedades Extensivas: Son aquellas propiedades directamente proporcionales a la cantidad de materiales bajo consideración.  • Punto Crítico de un sistema de una sola fase: El más alto valor de presión y de temperatura a la cual dos fases de un fluido pueden coexistir.  • Punto Crítico de un sistema multifásico: Es el valor de presión y
  •  • Presión de Saturación: Presión a la cual el petróleo ha admitido todo el gas posible en solución.  • Punto de Burbujeo: Es el punto donde a una determinada presión y temperatura se forma la primera burbuja de gas del líquido en una región de dos fases.  • Punto de Rocío: Es el punto donde a una determinada presión y temperatura se forma líquido del gas en una región de dos fases.  • Región de Dos Fases: Es la región limitada por el punto de burbujeo y el punto de rocío.  • Cricondentérmico: La más alta temperatura a la cual el líquido y el vapor pueden coexistir en equilibrio.  • Cricondenbárico: La mayor presión a la cual el líquido y el vapor pueden coexistir en equilibrio.  • Retrógrado: Cualquier región donde la condensación o vaporización ocurre de forma contraria al comportamiento normal.  • Condensación Retrograda: Cuando el líquido se condensa bien sea disminuyendo la presión a temperatura constante, o incrementando la temperatura a presión constante.
  • CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS EN BASE A LOS HIDROCARBUROS QUE CONTIENEN  Yacimientos de Gas (Gas Reservoirs) Los gases naturales consisten generalmente de 60% a 80% de metano, y el resto principalmente compuesto de hidrocarburos gaseosos como el etano, propano, butano, y pentano. Lo menos que un gas natural puede contener de metano es el 7%. Cuando el nitrógeno, el dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, y helio están presentes en pequeñas cantidades son consideradas impurezas, sin embargo cuando hay cantidades suficientes pueden ser usadas de forma comercial. Los hidrocarburos que están en condición de vapor en el yacimiento están clasificados como gas, y se subdividen en tres clasificaciones: gas condensado, gas mojado, o gas seco.
  •  Yacimientos de Gas Condensado (Condensate Gas Reservoirs) Un yacimiento de gas condensado o retrogrado existe cuando la temperatura inicial del yacimiento está entre la temperatura crítica y cricondertérmica, y la presión inicial de yacimiento es igual o mayor que la presión de rocío. A medida que va produciendo el reservorio, la presión disminuye hasta que el punto de saturación es alcanzado. En este punto el líquido comienza a condensar. A medida que la presión se va reduciendo el porcentaje de líquido se incrementa hasta un punto donde cualquier otra disminución de presión solo se encontrará gas. Cuando se tiene este tipo de yacimiento, el mantenimiento de la presión es fundamental para optimizar la producción. En condiciones de separador, aproximadamente el 25% de los hidrocarburos presentes son líquidos, por lo tanto no es posible clasificar el yacimiento solo por los fluidos que se producen.
  •  Yacimientos de Gas Rico (Yacimientos de Gas Mojado ó Wet Gas Reservoirs, en inglés) Un yacimiento de gas mojado está compuesto menor porcentaje de componentes pesados que el de gas condensado. Esto causa que el diagrama de fases sea menos ancho y que el punto crítico esté a menor temperatura que en el caso anterior. La temperatura de yacimiento excede la temperatura crincondertémica, la cual causa que el fluido del yacimiento permanezca en una sola fase a pesar de que disminuya la presión. Entonces la región bifásica nunca se alcanza en el yacimiento por lo que no se encuentran líquidos en el mismo, pero esto no quiere decir que no se pueda producir líquido de estos yacimiento, ya que a nivel de separadores en superficie tenemos el fluido en forma bifásica, y el líquido se condensa en el separador
  •  Yacimientos de Gas Seco (Dry Gas Reservoirs) Un yacimiento de gas seco está compuesto principalmente por metano y etano con pequeños porcentajes de componentes pesados. Tanto en el separador en superficie, como en las condiciones iniciales en el yacimiento permanecen en una sola región. Los hidrocarburos líquidos no se condensan de la mezcla ni en el yacimiento ni en los separadores. El término seco, en este caso se refiere solo a la falta de hidrocarburos líquidos no a otros líquidos que se puedan condensar durante la vida productiva del yacimiento o en el proceso de separación
  •  Yacimientos de Petróleo Las mezclas de hidrocarburos que existen en estado líquido a condiciones de yacimiento son clasificados como yacimientos de petróleo. Estos líquidos estan divididos en yacimientos de petróleo de alto encogimiento (high shrinkage) y bajo encogimiento (low shrinkage), en base a la cantidad de líquido que se produce en superficie. Además de esa clasificación existe los yacimientos saturados y subsaturados, dependiendo de las condiciones iniciales del yacimiento.  El petróleo es considerado saturado si esta sobre o cerca del punto de burbujeo. Con una pequeña caída de presión el gas se produce del petróleo saturado. Cuando se necesita una gran caída de presión para producir gas del petróleo, el yacimiento se considera sub-saturado. A medida que se drena el yacimiento, la presión va disminuyendo y el punto de burbujeo se alcanza, permitiendo así que se produzca el gas que estaba en solución.