Explotación de hidrocarburos

Industriales. Yacimiento. Fluidos. Conducción. Inyección. Casquete de gas

  • Enviado por: Un Minero De Cartagena.
  • Idioma: castellano
  • País: España España
  • 36 páginas

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EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS

FLUIDOS DEL YACIMIENTO

Denominamos petróleo a la fase liquida de yacimiento de hidrocarburos. Es una mezcla de hidrocarburos pudiendo contener hidrocarburos sólidos disueltos y también , según las condiciones de presión , hidrocarburos gaseosos .

El petróleo suele contener un alto porcentaje de hidrocarburos naftenicos ( CnH2n ) con porcentajes variables de hidrocarburos parafinicos ( CnH2n +2 ) y aromáticos ( derivados del benzol ). Contienen también asfaltos y betunes disueltos . El predominio de alguno de los componentes nos llega a denominar el petróleo , según este , como : parafinico , aromático o asfáltico . Los jóvenes suelen ser asfálticos y los antiguos parafinicos ( yacimientos mas profundos y plegados ) .

Una composición química normal seria :

C : 82.0 - 87.0

H : 12.0 - 15.5

S : 0.1 - 5.5

N : 0.1 - 1.5

O : 0.1 - 4.5

A parte de la composición química describimos un crudo petrolífero por su peso especifico , generalmente en grados API :

100º - 0.6112 gr/cm3

1º - 1.0680 gr/cm3

Siendo lo normal entre 0.73 - 0.97 y teniendo en cuenta que los alquitranes tienen un peso especifico de 0.9 - 1.016 .

Es importante el contenido de metales como : Ni , Cu , V , As , ... , que pueden perjudicar su proceso de refino y no hacerlos aptos para la obtención de sus derivados .

Denominamos Gas a la fase gaseosa del yacimiento . Los gases secos corresponden a fracciones que no se suelen disolver en el crudo del yacimiento y están constituidos por metano con cantidades variables de etano , propano y butano .

Los gases húmedos han estado disueltos en la fase liquida pudiendo incorporar algunos hidrocarburos mas pesados .

MOVIMIENTO DE LOS FLUIDOS EN EL YACIMIENTO

Un yacimiento de hidrocarburos es un medio poroso en cada una de cuyas zonas existe una , dos o tres fases inmiscibles : agua , petróleo , y gas .

Saturación

Cada uno de los fluidos esta presente en un punto del yacimiento en determinada proporción respecto al volumen total de los poros . A este valor porcentual lo denominamos saturación del Fluido Sw , Sg y So . Siendo :

100 = Sw + Sg + So

Tiene particular importancia el conocimiento de la saturación de agua Sw , lo que se consigue por medio de resistividades en sondeos , comparando el valor de la agua de formación con el registro de resistividades de la roca (mas adelante se habla de este apartado ).

Humectavilidad

Es la tendencia de la superficie interior de los poros del yacimiento a entrar en contacto ( ser mojada ) por algunos de los fluidos del mismo , dificultando su movimiento .Este comportamiento se ve favorecido por una alta saturación del “ fluido humectante “ .

Diremos que una roca es oléofica cuando es humectada por el petróleo e hidrófila cuando lo es por el agua . En la mayoría de los casos los medios son hidrófilos , con saturación del agua por encima del 10 - 20 % (mas adelante se habla de este apartado ).

Movilidad

La movilidad de un fluido del yacimiento crece con las altas saturaciones y bajas humectabilidades . Esto se traduce en una alta permeabilidad relativa .

El gas posee una mayor movilidad por no humectar la roca , le sigue en movilidad el petróleo , en la mayor parte de los casos , por el carácter predominantemente hidrófilo de los yacimientos .

En función de las saturaciones de la s fases humectante y no humectante , se presenta estas en los poros en forma pendular : de lentes cóncavas en el contacto de granos sin continuidad ,funicular : estableciendo una red continua en el medio poroso , o Insular : gotas aisladas en el centro de los poros . Los intervalos en los que se tienen una u otra distribución vienen determinados por las saturaciones criticas de las fases . A cada distribución le corresponde una mayor o menor movilidad .

Es interésate el gráfico de movilidad de dos fases , que describe como se disponen cada uno de ellos y su movilidad para los intervalos de saturación . La fase no humectante será el petróleo en la zona de contacto agua - petróleo , y el gas en la zona de contacto petróleo - gas. En la explotación se produce una variación de las saturaciones (mas adelante se habla de este apartado ) .

Los Mecanismos Naturales de Producción

La recuperación de petróleo por los mecanismos naturales de producción se llama " recuperación primaria ." El término referido a los hidrocarburos de producción desde un depósito sin el uso de cualquier proceso (tal como inyección de fluido) para complementar la energía natural del depósito. La recuperación primaria era el único método disponible durante los primeros años de la industria del petróleo, y es todavía el único método usado en muchos campos petrolíferos. Los mecanismos con que el petróleo pueden recuperarse durante el agotamiento primario son la solución gaseosa de conducción, el drenaje de gravedad, expansión del casquete por gas, influjo natural de agua, y compactado. Hay dos o más mecanismos naturales de producción que frecuentemente se presentan durante el agotamiento de un depósito; uno de estos mecanismos generalmente predomina, pero el mecanismo predominante puede cambiar gradualmente según el depósito de producción . El tipo del mecanismo de recuperación tiene una influencia importante sobre el porcentaje de hidrocarburos del depósito que serán recuperables.

Conducción de la Solución Gaseosa

El mecanismo de conducción de la solución gaseosa, a veces referido como la conducción de agotamiento, puede resumirse como sigue para un depósito sobresaturado (ejm., un depósito que contiene petróleo que no es completamente saturado con el gas a la presión inicial del depósito, y es por lo tanto libre sin el gas):

1. La producción de Petróleo se desplaza desde el depósito y brota por la expansión líquida. La presión del depósito comúnmente declina rápidamente durante esta fase del proceso de producción, desde el petróleo y el agua son únicamente algo comprimibles. ( Esta fase del proceso de recuperación no ocurre si el petróleo es gas saturado a presión del depósito inicial ).

2. Desde la solubilidad del gas que disminuye con la presión declinante, el depósito que era inicialmente sobresaturado llega a ser un deposito de petróleo saturado cuando la presión decreciente para el punto de la burbuja (ejem. ; comienza a formarse en el petróleo la presión a la que el gas burbujea), la expansión líquida no es más efectiva en el petróleo desplazado para el depósito, desde la fase del petróleo encogerá al gas liberándose desde la solución. Las burbujas de gas se expanden a lo largo del depósito en forma de presión decreciente, así lentamente la presión del depósito declina . La tarifa de producción de petróleo es probable que disminuya si están los pozos a la capacidad de producción, desde la saturación creciente del gas la permeabilidad disminuye para el petróleo.

3. Como el depósito presionado continúa declinando, el gas saturado aumentará hasta que una fase de gas esté formado y el gas llega a ser móvil. De la saturación mínima de gas con gas puede fluir dentro de el depósito una saturación crítica de gas. Durante esta fase de la solución gaseosa conducida, el gas producido con relación de petróleo aumentará considerablemente, y la tarifa de producción de petróleo empezara a declinar. A veces una disminución en la relación del gas petróleo ocurre muy cerca del fin de la vida del campo.

La figura ilustra los comportamientos típicos de presión, el valor de la produccion del petróleo, y la relación de gas petróleo durante la producción de una solución inicial sobresatudado de gas en el depósito de conducción, la recuperación de petróleo para los mecanismos comúnmente estas en las gamas desde 5 a 25 % de petróleo inicial dentro de el depósito. Los factores que tienden a favorecer relativamente las recuperaciones altas de petróleo incluyen API la gravedad alta( viscosidad baja) del petróleo, la relación de solución alta de gas petróleo , y la homogeneidad de formación.

Figura . Presiones relacionadas con el valor de producción de petróleo y gas petróleo de las funciones acumulativas de solución de producción de gas conducido por la reserva .

La tabla puede usarse para obtener una estimación áspera del porcentaje de recuperación del petróleo que se puede esperar desde una solución del depósito de gas de conducción . El petróleo de recuperación de este tipo de depósitos puede ser mejoradas considerablemente si la solución gaseosa de conducción es complementada por otro mecanismo de recuperación. A excepción de depósitos altamente sobresaturados, y los depósitos con la conducción de agua extraordinariamente fuerte, la vida practica de todos los depósitos es controlado por la solución del proceso de gas conducido .

Soln.

Gor.

Oil

Gravity

API

Max.

Sandstone

Avg.

Min.

Max.

Limestone ,

Dolomite ,

or Chert

Avg.

Min.

60

15

12.8

8.6

2.6

28.0

4.4

0.6

30

21.3

15.2

8.7

32.8

9.9

2.9

50

34.2

24.8

16.9

39.0

18.6

8.0

200

15

13.3

8.8

3.3

27.5

4.5

0.9

30

22.2

15.2

8.4

32.3

9.8

2.6

50

37.4

26.4

17.6

39.8

19.3

7.4

600

15

18.0

11.3

6.0

26.6

6.9

1.9

30

24.3

15.1

8.4

30.0

9.6

(2.5)

50

35.6

23.0

13.8

36.1

15.1

4.3

1000

15

30

34.4

21.2

12.6

32.6

13.2

(4.0)

50

33.7

20.2

11.6

31.8

12.0

(3.1)

2000

15

30

50

40.7

24.8

15.6

32.8

(14.5)

(5.0)

Los métodos que tuvieron que ser predecidos para desarrollar la recuperación del petróleo por una solución gaseosa conducida al depósito incluye el método de Muskat [4], severas variaciones de los métodos de Tarner [51] y diversas técnicas estadísticas [6].

El método de Muskat tiene como base una ecuación diferencial que describe el efecto del fluido y las propiedades de formación sobre la solución del fluido del gas conducido al depósito. Desde esta ecuación diferencial, unas relaciones pueden derivarse para S0, (cambiado en la saturación de petróleo) como una función de p (cambiado en el depósito presionado). La producción incrementa el gas y el petróleo se puede computar desde esta ecuación para un valor pequeño de p. Los valores de la presión dependiente y saturación dependiente son variables calculadas para la nueva presión, y el cálculo se repite para otra presión decreciente, p. El cómputo se repite hasta que la presión de abandono se alcance.

El método de Tarner tiene como base un balance material para fluidos en el depósito. Las saturaciones de petróleo se calculan para una presión presumida determinada y para la estimación severa de la fracción del petróleo inicial recuperado. Estas saturacion de petróleo se usan entonces para el calculo de la producción de gas desde ambos del balance material y desde el pariente permeabilidad. A fuerza de errores, la recuperación de fracción de petróleo se encuentra que rinde el mismo gas producido por los dos métodos de cálculos . Esta fracción del deposito se presume para ser correcto, y el cálculo se repite para otra presión.

La correlación estadística desarrollada por Arps [6] se usa frecuentemente para estimar la recuperación de petróleo por la solución de gas de conducción . La eficiencia de recuperación ( el porcentaje de petróleo en el lugar que se recuperará ) se computa desde la ecuación:

La eficiencia de recuperación =