Recuperacion De Secundaria De Petroleo

INTRODUCCIÓN

Al hablar de termodinámica, hablamos implícitamente de conceptos como presión, temperatura y los fluidos, así como de la energía que es convertida en trabajo. Aplicando esta rama de la física y concentrándonos en esas magnitudes y fenómenos, a la industria petrolera, la pregunta era entonces… ¿en qué interviene la termodinámica en la ingeniería petrolera?

En este proyecto nos dedicamos entonces a los efectos que tiene el cambio de presión provocado por la inyección de vapor de alguna en un yacimiento petrolero

JUSTIFICACIÓN

Nuestro equipo decidió enfocarse en la recuperación secundaria de hidrocarburos debido a que en la actualidad ese tema es de suma importancia en la industria petrolera para lograr extraer mayores volúmenes de hidrocarburos y lograr que un pozo genere mayores ganancias económicas.

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

La mayor parte de hidrocarburos contenidos en un yacimiento no puede ser extraída con métodos tradicionales aproximadamente solo el 30 porciento de hidrocarburos son extraídos, el otro 70 porciento queda atrapado en los yacimientos y para eso es necesario aplicar una recuperación secundaria de hidrocarburos.

HIPÓTESIS

Al aplicar una inyección de vapor se genera un aumento de presión en el yacimiento lo que provoca que los hidrocarburos puedan extraerse con mayor facilidad

OBJETIVO

Comprobar que aplicando una inyección de vapor de agua mediante un pozo secundario a un yacimiento el petrolero podrá ser extraído por el pozo productor todo esto generado por el aumento de presión en el yacimiento.

MARCO TEÓRICO

Para la realización de este proyecto nos basaremos en el factor de encogimiento del aceite y aplicaremos algunos principios de la Termodinámica para comprobar los cambios que el volumen de aceite presenta, al verse afectado por un gradiente tanto térmico como de presión.

Para esto necesitamos determinar que es el factor de encogimiento del aceite.

En el caso de aceite, el factor de encogimiento del mismo es denotado por:

BOI: FACTOR DE ENCOGIMIENTO DEL ACEITE.

Como se menciona en la hipótesis, queremos comprobar entonces los efectos que tienen los cambios de P y T, relacionados con el volumen. Y si este factor de encogimiento se relacion con los análisis PVT.

A lo largo de este proyecto nos dedicaremos entonces a aplicar los principios que aprenderemos en clase para poder comprobar nuestra hipótesis o corregirla en determinado momento.

- volumen original del aceite, es la cantidad de aceite que se estima existe origianlmente en el yacimiento, y está confinado por límites geológicos y de fluidos, pudiémdose expresar tanto a condiciones de yacimiento como a condiciones de superficie.

- La ecuacion que nos permite estimar el volumen original de un yacimiento de aceite esta dada por:

Nboi = A * h * ϕ * (1-Sw)

Donde: NBoi es el volumen original de aceite a condiciones de yacimiento

A es el área del yacimiento

H es el espesor neto del yacimiento

ϕ porosidad de la roca

Sw saturación inicial del agua.

ANÁLISIS PVT

Uno de los parámetros más importantes dentro de la industria son los análisis PVT, debido a que son utilizados en la estimación de volúmenes originales, balance de materia, análisis nodal, simulación numérica, mediciones y registros PLT entre otras.

Un análisis PVT es un estudio de laboratorio que se realiza a las muestras de fluidos tomadas en el fondo del pozo o en la superficie para obtener sus propiedades en función de la Presión, Volumen y Temperatura. Se fundamenta en que dos procesos termodinámicos ocurren al mismo tiempo:

1. Separación instantánea de los fluidos (aceite y gas) en la superficie durante la producción

2. Separación diferencial de los fluidos en el yacimiento durante el agotamiento de presión

Como primer concepto a tomar en cuenta es la Ley cero de la Termodinámica, la cual nos habla de un equilibrio térmico, pero siendo mas concisos en este concepto lo definiremos de manera mas concreta.

Existen básicamente dos métodos (Bashbush, 1981),(Hoffman., 1960), para realizar la validación de un análisis PVT. El primero consiste en checar las constantes de equilibrio o valores K, esto se hace al graficar en papel semilogarítmico las constantes K contra la presión y observar que no existan posibles cruces entre las diferentes curvas de los componentes, además deben de mostrar una tendencia suave.

El segundo es basado en la gráfica de Hoffman-Crump que relaciona el logaritmo de K*P con un factor de caracterización B; en este caso los diferentes componentes deben de mostrar un comportamiento de líneas rectas paralelas entre sí.

LEY CERO DE LA TERMODINAMICA

El principio cero de la termodinámica es una ley fenomenológica para sistemas que se encuentran en equilibrio térmico. Fue formulado por primera vez por Ralph H. Fowler. Constituye una gran importancia experimental —pues permite construir instrumentos que midan la temperatura de un sistema—1 pero no lo es tanto para la propia estructura de la teoría termodinámica.

El principio establece que existe una determinada propiedad, denominada temperatura empírica , que es común para todos los estados de equilibrio que se encuentren en equilibrio mutuo con uno dado.

Al anlaisar este fenómeno de encogimiento del volumen de aceite, y que el pozo se tenga que perforar en un tirante de agua debemos tener en cuenta, la presión hidrostática y la definimos como:

PRESIÓN HIDROSTÁTICA

La presion hidrostatica es la fuerza por unidad de area que ejerce un liquido en repososobre las paredes del recipiente que lo contiene y sobre cualquier cuerpo que se encuentresumergido, como esta presion se debe al peso del liquido, esta presion depende de ladensidad(p), la gravedad(g) y la profundidad(h) del el lugar donde medimos la presion(P)P=p*g*hSi usas las Unidades del Sistema Internacional la Presion estara en Pascales(Pa=N/m^2),la densidad en Kilogramo sobre metro cubico(Kg/m^3), la gravedad en metro sobresegundo al cuadrado (m/s^2) y la profundidad en metro (m), si te fijas(Kg/m^3)*(m/s^2)*(m)=(Kg/(s^2*m))=(N/m^2)

INYECCIÓN DE VAPOR

La inyección de vapor es un método que se emplea para estimular pozos productores con inyección de vapor y luego ponerlos otra vez en producción. El vapor es generado en la superficie e inyectado por la tubería principal de manera que el contenido del pozo se disipe hacia cañerías laterales y emerja a la superficie. Este

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