UNIVERSIDAD NACIONAL DE SALTA – SALTA – SEDE SEDE REGIONAL TARTAGAL CARRERA: INGENIERÍA EN PERFORACIONES
CURSO: 4 CURSO: 4to AñO
AÑO: 2.016 AÑO: 2.016
CÁTEDRA: PRODUCCIÓN CÁTEDRA: PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS E INSTALACIONES DE SUPERFICIE DOCENTE: ING. DOCENTE: ING. PAULINA PAULI INTEGRANTES: -TRASMONTE, DIEGO FEDERICO -LAFUENTE, HORACIO
-GARZÓN, ANTONIO -FLORES, FACUNDO
TRABAJO PRÁCTICO N°1: FLUIDOS Y CARACTERÍSTICAS DE ROCAS ASOCIADAS A RESERVORIOS 1)
La Figura 1 1 corresponde a un Yacimiento de Petróleo Saturado, Saturado , porque se observa que la presión y temperatura son menores a la presión y temperatura del Punto Crítico y las condiciones de reservorios iniciales están por debajo de la Curva de Presión de Burbuja. El mecanismo de drenaje de estos yacimientos corresponde al casquete de gas, el porcentaje de reserva in situ recuperable es del 25%. La Figura 2 2 corresponde a un Yacimiento de Gas y Condensado, Condensado , porque se observa que la presión y temperatura iniciales son mayores a la presión y temperatura del Punto Crítico y las condiciones iniciales se encuentran por encima de la curva de Presión de Rocío. El mecanismo de drenaje corresponde a la expansión monofásica de gas, el cual permite una recuperación del 90% de las reservas in situ (sin acuífero activo).
La Figura 3 corresponde a un Yacimiento de Gas Húmedo, porque las condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentran después de la línea Cricondentérmica y cuando disminuye la presión en el yacimiento podemos atravesar la Curva de Rocío. El mecanismo de drenaje corresponde a la expansión monofásica de gas, el cual permite una recuperación del 90% de las reserva in situ ya que no hay presencia de acuífero activo. La Figura 4 corresponde a un Yacimiento Seco, porque la temperatura inicial es mayor a la Cricondentérmica y cuando la presión y temperatura disminuyen, en el separador no se observa la generación de líquidos. El mecanismo de drenaje es por expansión monofásica de gas el cual permite una recuperacio0n del 50% de las reservas in situ debido a la presencia de un acuífero activo. 2) PRESIÓN CAPILAR (Pc): es la diferencia de presiones a través de la interface que separa dos fluidos inmiscibles cuando se ponen en contacto en un medio poroso. Se observa que la Curva 1 (c1) tiene menor Pc que la Curva 2 (c2), y a su vez la curva 2 tiene menor Pc a la curva 3 (c3)
1<2<3 Decrece el tamaño del poro
ℎ ℎ ℎ 30%
Ésta propiedad afecta la determinación de la Zona de Transición de manera tal que a medida que va decreciendo el tamaño del poro vamos a tener zonas de transición mayores, porque la Pc aumenta debido a que la misma es directamente proporcional a la zona de transición:
=
∆
- Para una determinada formación productiva, esto proporcionaría información acerca de los tipos de fluidos que podría llegar a encontrar (Po-Agua/Po-Gas) teniendo en cuenta ∆: NGP
∆ = ( − ) ≅ → ∆ ⟹ ó "ñ"
NOW
∆ = − ≅ → ∆ ñ ⟹ ó ""
- No sería conveniente punzar un pozo en la Zona de Transición porque en esa zona la > , y a nosotros nos interesa el petróleo, entonces deberíamos punzar mucho más arriba de la zona de transición donde tenemos solo petróleo. 3) FIGURA 8:
Compositions of Condensate Well Fluids (FIG 8) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Louisiana
Louisiana
California
Texas
Louisiana
Louisiana
Texas
Texas
Earth
Earth
Paloma
Chocolate Bayou
Krotz Spring
Deep Lake N°51 Sand
North Petus
Frio Formation
Methane
Ethane
Propane
Isobutane
n-Butane
Isopentane n-Pentane
Hexanes
Heptane +
Las muestras pertenecen a yacimientos de gas y condensado donde pueden observarse fluidos correspondientes a: - Profundidades Promedios: 3000 m - Temperatura Promedio: 102,3°C - Presión Promedio: 310,3 / - Concentración rica en gases naturales (90% aproximadamente, los yacimientos de gas y condensado son ricos en C1) - Baja concentración de Componentes Pesados (6% aproximadamente) - Baja concentración en GLP (4% aproximadamente) - Valores de Gravedad Especifica menores a 0,8 (de los componentes pesados) - La mayoría de los pozos tienen impurezas de , pero el pozo n°7 tiene impurezas como . Estas impurezas no afectan a los porcentajes de C1 de los pozos. FIGURA 9
Natural Gases Separated from Crude Oils or Condensate (FIG 9) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Oklahoma
Oklahoma
New Mexico
Oklahoma
Texas
Arkansas
Oklahoma City
Osage County
Hobbs
Cleveland County
Katy
McKamie
Methane
Ethane
Propane
Isobutane
n-Butane
Isopentane n-Pentane
Hexanes
Heptane +
En ésta tabla se observa muestras de gas de separador (separación de gas asociado de petróleo crudo o condensado), la presión y temperatura son las presiones y temperaturas de trabajo del separador de donde se tomaron las muestras. Estas últimas tiene una temperatura promedio de 20,7°C y una presión promedio de 28,3/ . No se observa profundidades y gravedades específicas de las muestras. - En la muestra 1-4-5 alto porcentaje de gas metano considerándolas entonces como pertenecientes a yacimientos de gas y condensado.
- En las muestras 2-3 concentración de gas metano (C1) menores a las anteriores perteneciendo a yacimientos de petróleo crudo. - La muestra 6 puede ser considerada como de yacimiento de gas y condensado o como de petróleo volátil observándose también la aparición de impurezas las cuales influyen sobre los porcentajes de C1. Pero la menor proporción de HCs pesados y la presencia de impurezas hace pensar que se trata de gas condensado. FIGURA 10
Natural Gases Separated from Crude Oils or Condensate (FIG 10) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Oklahoma
Oklahoma
New Mexico
Oklahoma
Texas
Arkansas
Oklahoma City
Osage County
Hobbs
Cleveland County
Katy
McKamie
Methane
Ethane
Propane
Isobutane
Isopentane
n-Pentane
Hexanes
Heptane +
n-Butane
Se observan muestras de gas de separador (separación de gas asociado de petróleo crudo o condensado). La presión y temperatura son referidas al trabajo de separación de donde se tomaron las muestras, estas tienen una temperatura promedio de 33,9°C y una presión promedio de 42,1 / . No se observa profundidad y gravedad especifica de las muestras. - En las muestras 1-2-3-4-6 se observa alto porcentaje de gas metano considerándolas entonces como yacimientos de gas y condensado. - En la muestra 5 se observa concentración de gas metano (C1) menor a las anteriores, perteneciendo a un yacimiento de petróleo crudo, también puede ser considerado como yacimiento de petróleo volátil. - En la muestra 1-2-6 se observan contenidos de impurezas de y que no influyen sobre los porcentajes de C1
4) En los gráficos de Permeabilidad Relativa (kr) podemos observar lo siguiente: en el punto donde se intersectan las dos curvas las permeabilidades se hacen iguales. Pero si el punto tiene un porcentaje de > 50% entonces la roca es mojable al agua, pero si el porcentaje es menor al 50%, entonces sería mojable al petróleo.
La roca es mojable al agua porque el punto donde se interceptan las curvas tiene un porcentaje de saturación de agua mayor al 50%.
La roca es mojable al aceite porque el punto donde se interceptan las curvas tiene un porcentaje de saturación de agua menor al 50%.
La roca es mojable al agua porque el punto donde se interceptan las curvas tiene un porcentaje de saturación de agua mayor al 50%.
La roca es mojable al aceite porque el punto donde se interceptan las curvas tiene un porcentaje de saturación de agua menor al 50%.
5) En los tiempos tempranos de explotación de un yacimiento se puede utilizar el valor de la permeabilidad efectiva de la fase no mojante porque ≅ . Por ejemplo para una fase no mojante como el gas:
=
≅ ⟹ ≅
*El valor de í es el valor a partir del cual comienza a moverse la fase mojante. Por ejemplo en la figura se observa que a una = 0,2 comienza a moverse la fase mojante
6) S.I
S. INGLÉS
⁄ ⁄ ⁄ ⁄
⁄ ⁄ ⁄ ⁄
Condiciones Estándar
15°C 1atm
60°F 14,7psi
= 1.250.000 = 1,25 ⁄ ¿Cuál será la reserva en Condiciones Estándar?
1.250.000 = ⟹ á = = = . . ⁄ á 1,25 La reserva en Condiciones Estándar es de producidos como gas.
.. , los restantes . son
