Ingeniero

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS E INSTALACIÓN DE SUPERFICIE

Fluidos y Características de la roca asociados a Reservorios

UNIVERSIDAD NACIONAL DE SALTA SRT FACULTAD DE CIENCIAS NATURALES Carrera: Ingeniería en Perforaciones Asignatura: Producción de Hidrocarburos e Instalación de Superficie Año: 2012

TRABAJO PRÁCTICO N° 1 Fluidos y características de la roca asociadas a reservorios Punto 1Liquido
Presión Cricondembarica 100 % Pi Ti

1 Subsaturado 2 Saturado PUNTO CRÍTICO

Figura 1 Según las condiciones iniciales de la figura 1, hemos podido determinar que se trata de un yacimiento de Petróleo Saturado, debido a que las mismas se encuentran dentro de la campana de diagrama de fases, con temperaturas menores a la temperatura crítica. Se puede observar además desde lascondiciones iniciales hacia el punto 3, a medida que disminuye la presión con temperatura isotérmica la composición de la mezcla seria 75% de líquido y 25% de gas.

Presión

3 75 %
Línea de Punto de Burbuja

Sep.

50% 25% 0%
Línea de Punto de Roció

Temperatura Cricondentermica

Gas

Temperatura

A partir de las condiciones de separador disminuyendo la presión y la temperatura sepuede llegar a obtener 83% de líquido y 23% de gas aproximadamente. El mecanismo de drenaje correspondiente a este tipo de yacimiento que se utiliza es de “Expansión por casquete de gas”(gas cap o segregación), donde el porcentaje de recuperación de reservas es de 10% al 25 % in situ. Figura 2 A partir de lo observado en la figura se ha podido identificar que se trata de un Yacimiento de GasCondensado. Si estudiamos el comportamiento de la isoterma 1,2,3 desde el punto 1(condiciones de reservorio) a medida que disminuye la presión hasta el punto 2 se intercepta la curva de punto rocío ( aparece la primer gota de liquido) al continuar la descompresión el gas libera liquido hasta el punto 3 presentando un comportamiento anómalo, el cual se debe que al disminuir la presión en primera instanciaaumenta el porcentaje de liquido y posteriormente disminuye ; llegando a una presión conocida como “presión de abandono”

Liquido
Presión Cricondembarica PUNTO CRÍTICO

Pi Ti

2

100%
Línea de Punto de Burbuja

3

75% Sep. 50%

Temperatura Cricondentermica

Presión

Línea de Punto de Roció

Gas

0%

Temperatura

2

UNIVERSIDAD NACIONAL DE SALTA SRT FACULTAD DECIENCIAS NATURALES Carrera: Ingeniería en Perforaciones Asignatura: Producción de Hidrocarburos e Instalación de Superficie Año: 2012

dando lugar a yacimientos retrógrados (donde se evapora parte del liquido perdiendo volumen lo cual no es favorable para la producción de un yacimiento.En condiciones de separador con una disminución simultánea de presión y temperatura, se puede llegar a obtener unamezcla de 75% de líquido y 25% de gas. El mecanismo de drenaje a utilizar en este yacimiento de “Expansión Monofásica”, para yacimientos volumétricos en el que se podrá recuperar un 90 % de Reservas In Situ.

Liquido
Presión Cricondembarica 1 Pi y Ti

Figura 3

De acuerdo a la figura 3, al analizar las condiciones de reservorio (P1T1) se determina que se trata de un yacimiento de Gas,debido a que las condiciones 100% iniciales se encuentran fuera de la campana y a 2 75% temperaturas superiores a la temperatura Sep. 25% cricondentérmica. Al estudiar el comportamiento de Gas 0% las condiciones de separador disminuyendo la T y P se puede llegar a obtener un 10% de líquido y 90% Temperatura El lo cual nos indica que a trata de un de gas,mecanismo de drenaje seimplementar ExpansiónMonofásica para yacimiento yacimiento de Gas Húmedo. volumétricos en los que se puede obtener un porcentaje de recuperación hasta 90% de reservas In Situ.
PUNTO CRÍTICO

Presión

Línea de Punto de Burbuja

Línea de Punto de Roció

Figura 4 Analizando las condiciones iniciales se pudo determinar que se trata de un yacimiento de Gas, debido a que las mismas están fuera de la campana y con...