PRÁCTICA Nº2 CLASIFICACIÓN DE RESERVORIOS Y PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS COMPONENTES INDIVIDUALES PARTE TEÓRICA Parte Teórica: Responda de forma concreta. 1. (3%) ¿Qué parámetros se consideran para clasificar los reservorios respecto al tipo o condiciones del fluido? La composición del hidrocarburo (fluido). La presión y temperatura inicial de los fluidos en el reservorio. La presión y temperatura de los fluidos en superficie. 2. (3%) Explique. ¿Cómo cambia la temperatura del reservorio durante la producción? La temperatura del reservorio no cambia de manera notable durante la producción del mismo. Esto se debe a que la temperatura del reservorio más bien está relacionada con el gradiente geotérmico, es decir la temperatura está definida por la profundidad, por tanto se considera constante. 3. (3%) Definir: a) Relación Gas Petróleo ( o ).- Es una medida del volumen de gas producido con respecto al petróleo, por lo general se expresa en pies cúbicos estándar ( ) por barril de tanque de almacenamiento ( ). b) Factor Volumétrico de Formación del petróleo.- Es el volumen de petróleo y gas disuelto en condiciones de reservorio dividido por el volumen del petróleo en condiciones normales. c) Gravedad .- Es una escala de gravedad específica desarrollada por el Instituto Estadounidense del Petróleo (American Petroleum Institute, API) para medir la densidad relativa de diversos líquidos de petróleo, expresada en grados. 4. (3%) ¿A qué se refieren los términos “alto encogimiento” y “bajo encogimiento”? En ambos casos se refieren al comportamiento del petróleo crudo. El petróleo crudo de bajo encogimiento se caracteriza porque durante la caída de presión relacionada con su producción a temperatura constante, genera mínimas cantidades de gas recién cuando ésta caída es importante o inclusive no genera gas; esto se debe a que las curvas de calidad en un diagrama de fases para este tipo de petróleo están espaciadas cerca de la curva del punto de rocío. El petróleo crudo de alto encogimiento se caracteriza porque durante la caída de presión relacionada con su producción a temperatura constante, genera grandes cantidades de gas cuando la caída es mínima, esto se debe a que las curvas de calidad en un diagrama de fases para este tipo de petróleo están espaciadas cerca de la curva del punto de burbuja. 5. (3%) En lo que se refiere a la formación de hidrocarburos líquidos ¿Cuál es la diferencia fundamental entre un yacimiento de Gas Húmedo y un yacimiento de Gas-Condensado? 1
INGENIERÍA DE RESERVORIOS I (PET 204) En un yacimiento de gas húmedo no hay presencia de hidrocarburos líquidos, estos se forman cuando el gas fluye a superficie, la presión y temperatura descienden y parte del gas se condensa. Por otra parte, en un yacimiento de gas condensado si se presentan dos fases de hidrocarburos en subsuelo, gaseosa y líquida, aunque esta última en mínima proporción. 6. (5%) Definir: a) Punto cricondentérmico.- Es la temperatura máxima en la cual coexisten dos fases en equilibrio, a mayor temperatura no puede formarse líquidos independientemente de la presión. b) Punto cricondenbárico.- Es la presión máxima en la cual coexisten dos fases en equilibrio, a mayor presión no puede formase gas independientemente de la temperatura. c) Punto crítico.- El punto crítico de una mezcla multicomponente es aquel punto de presión y temperatura en el cual todas las propiedades intensivas de la fase líquida y de la fase gaseosa son iguales. d) Curva de puntos de burbuja.- En un diagrama de fases es la curva de separación entre la fase líquida y la región de dos fases. Formada por los puntos donde surge la primera burbuja de gas ante un descenso de presión a temperatura constante. e) Curva de puntos de rocío.- En un diagrama de fases es la curva de separación entre la fase gaseosa y la región de dos fases. Formada por los puntos donde aparece la primera gota de líquido ante un incremento de la presión a temperatura constante. 7. (5%) Graficar detalladamente un diagrama de fases vs generalizado en el cual se indiquen todas sus partes. Adjunto (Realizado de manera manual).
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INGENIERÍA DE RESERVORIOS I (PET 204) PARTE PRÁCTICA 8. (30%) Un reservorio ha sido descubierto a la presión de 3900 y a la temperatura de 250 ° . El punto cricondentérmico se sitúa a (1200 , 600 ° ) y el punto cricondenbárico a (1800 , 560 ° ). Conociendo la composición molar del fluido en el reservorio: COMPONENTE FRACCIÓN MOLAR 0,940 0,030 0,016 0,011 0,002 0,001 [ ⁄ ]; =163 − ° =42,98 a) Determine la presión y la temperatura pseudo-crítica del pseudo-componente pesado . b) Determine la presión y la temperatura pseudo-crítica del fluido del reservorio. c) Determine el factor acéntrico del fluido en el reservorio, si su temperatura de ebullición es 250 ° . d) Determine el factor de compresibilidad crítico del fluido en el reservorio (utilice la ecuación que prefiera). e) Grafique, de manera aproximada, el diagrama de fases utilizando tres puntos ( , ). f) Indique el tipo de reservorio en cuestión. SOLUCIÓN: a) Determinando la gravedad específica del hexano plus ( ): 141,5 (1) = ° + 131,5 reemplazando ° en (1): 141,5 = 42,98 + 131,5 =0,81 Ecuación de Riazi y Daubert con constantes de correlación para la presión crítica ( ) y temperatura crítica ( ): ,
=4,5203 × 10 · ,
=544,4 · · Determinando , de (2):
,
·
,
,
·
=4,5203 × 10 · 163
,
×
· 0,81
=308,8 [ determinando
,
·
× (
·
,
·
)·
,
(2)
)·
,
,
·
(
(3)
×
·
(
,
)· ,
]
, de (3):
=544,4 · 163
,
· 0,81
,
·
,
×
·
(
,
)· ,
=1191,7 [° ]
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INGENIERÍA DE RESERVORIOS I (PET 204) b) Recopilando los datos obtenidos en el inciso anterior, además de los valores de presión crítica ( ) y temperatura crítica ( ) de tablas para los restantes componentes puros: TABLA 1 [ ] [° ] COMPONENTE 0,940 667,8 343,37 0,030 707,8 550,09 0,016 616,3 666,01 0,011 550,7 765,65 0,002 488,6 845,7 0,001 308,8 1191,7 determinando la presión parcial y la temperatura parcial de los componentes en el reservorio: = · (4) = · (5) para el primer componente, de (4) y (5): =0,940 · 667,8 =627,73 [ ] =0,940 · 343,37 =322,77 [° ] y así sucesivamente para los demás componentes: TABLA 2 [ ] [° ] [ ] [° ] COMPONENTE 0,940 667,8 343,37 627,73 322,77 0,030 707,8 550,09 21,23 16,50 0,016 616,3 666,01 9,86 10,66 0,011 550,7 765,65 6,06 8,42 0,002 488,6 845,7 0,98 1,69 0,001 308,8 1191,7 0,31 1,19 ∑ 666,17 361,23 =666,2 [ ] =361,2 [° ] c) Ecuación de Edmister, factor acéntrico: 3 · log , = −1 (6) 7· −1 determinando , de (6): 3 · log =
, ,
−1 , 7· −1 =0,596 d) Método Salerno y socios, factor de compresibilidad crítica: =0,291 − 0,080 · − 0,016 · (7) determinando , de (7): =0,291 − 0,080 · 0,596 − 0,016 · 0,596 =0,238
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INGENIERÍA DE RESERVORIOS I (PET 204) e) Sean los tres puntos: TABLA 3 [° ] [ ] CARACTERÍSTICA 1 Crítico 361,2 666,2 2 Cricondentérmico 600 1200 3 Cricondenbárico 560 1800 graficando: p [psia] 4500
4000
Reservorio
710; 3900
3500
3000
2500
2000
CB 560; 1800
1500 CT 600; 1200 1000
C
500
361,2; 666,2
0 0
100
200
300
400
500
600
700
800 T [ºR]
f) Temperatura del reservorio: =250 [° ] → 710 [° ] =600 > Reservorio de gas seco. 5
INGENIERÍA DE RESERVORIOS I (PET 204) RESPUESTAS: a)
=308,8 [
]
=1191,7 [° ] b)
=666,2 [
]
=361,2 [° ] c)
=0,596
d)
=0,238
f)
Reservorio de gas seco.
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INGENIERÍA DE RESERVORIOS I (PET 204) 9. (25%) La figura representa un diagrama - para un hidrocarburo contenido en un reservorio. Se han encontrado reservorios subsaturados de este fluido a las temperaturas marcadas con , y en el diagrama. Construya un gráfico con los volúmenes de líquido producidos (ordenadas) vs. presión (abscisas), cuando se expanden muestras de , y desde una presión inicial de 265 . La expansión se hace en una celda en el laboratorio. ¿Qué tipo de comportamiento representan las tres muestras de hidrocarburos? SOLUCIÓN Nota.- El gráfico de apoyo para la obtención de presiones está adjunto. a) Del gráfico se obtiene la siguiente tabla: TABLA 4 [ ] 265 140 107 70 45
% 100 100 90 80 70
[ ] 265 210 208 206 200 170 67 20
% 100 100 90 80 70 60 50 40
[ ] 265 257 238 205 109 65 35
% 0 0 10 20 20 10 0
graficando (sin suavizado de curvas): VL % 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0
25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300 p [atm] A
B
C
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INGENIERÍA DE RESERVORIOS I (PET 204) graficando (con suavizado de curvas): VL % 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0
25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300 p [atm] A
B
C
b) Los reservorio según el último gráfico presentan el siguiente comportamiento: TABLA 5 RESERVORIO COMPORTAMIENTO Petróleo de bajo encogimiento A Petróleo cercano a crítico B Gas con condensado retrógrado C RESPUESTA: b) A: Reservorio de petróleo de bajo encogimiento B: Reservorio de petróleo cercano a crítico C: Reservorio de gas con condensado retrogrado.
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INGENIERÍA DE RESERVORIOS I (PET 204) 10. (20%) La figura muestra el diagrama de fases de ocho mezclas de etano y n-heptano con las líneas de presión de vapor de los dos hidrocarburos. Use la figura para determinar las siguientes temperaturas y presiones para la mezcla de 29,91% de etano en peso: a) Presión del punto de burbuja a 100 [° ]. b) Temperatura crítica. ]. c) Temperatura del punto de rocío a 400 [ d) Presión crítica. ]. e) Temperatura del punto de burbuja a 600 [ f) Cricondenterma. g) Presión del punto de rocío a 250 [° ]. h) Cricondenbara. i) Presión del punto de roció a 400 [° ]. SOLUCIÓN Nota.- El gráfico de apoyo para la obtención valores está adjunto. RESPUESTAS: ] a) @100[° ] =380 [ b) =375 [° ] ] =380 [° ] c) @400 [ ] d) =1105 [ ] =165 [° ] e) @600 [ f) ] =415 [° ]; =825 [ ] g) @250[° ] =180 [ ]; h) =1150 [ =345 [° ] ] i) @400[° ] =545 [
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