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Facultad de Ingeniera - UBA
Tcnicas Energticas - 67.56
Conceptos bsicos
1C 2007
Conceptos bsicos de Ingeniera de Reservorios de gas y petrleo
Hidrocarburos: petrleo y gas natural. Origen del petrleo: distintas teoras. Etapas fundamentales para la formacin de un reservorio. Temperatura y presin de reservorios. Parmetros PVT. Clasificacin de H2O e HC y composicin de HC:
petrleo pesado, negro, voltil, gas condensado, gas seco. Prop. Roca Reservorio: porosidad y permeabilidad. Prop. HC Reservorio: mojabilidad, presin capilar y
tensin interfacial. Clculo de petrleo recuperable.
Historia Reservorio: acumulacin de hidrocarburos en un medio
poroso permeable rodeado por rocas impermeables. HC: compuestos orgnicos formados por C e H. Composicin Petrleo: HC lquido a T y p del reservorio. Gas natural: HC gaseoso a T y p del reservorio. Rango usual de profundidad de reservorio: 500 a 4000m
bnm. Formacin
Conceptos bsicos
Etapas fundamentales para la formacin del reservorio
Formacin en roca madre (bajo arena y lodo durante t, T y p).
Migracin de roca madre a roca reservorio. Existencia de roca reservorio (porosa y
permeable) Entrampamiento (rodeado de rocas
impermeables); existencia de un sello impermeable.
p de fluidos en reservorio (pf)pf: kPa, psiz: profundidad p en columna de aguak: sobrepresin
Valores tpicos de p: po: 0.35psi/ftpg: 0.08psi/ft
T: 0.03 K/ m
kzdzdpp f +
=
P y T en reservorio
Estimacin de interfases en el reservorio
Czdzdpp woc
w
wocw +
=
( )zzdzdppp woc
o
wocoo
=
woco
wocw pp =
( )gocwoco
woco
goco zzdz
dppp =
goco
gocg pp =
( )tgocg
gocg
tg zzdz
dppp =
Clasificacin de agua e HC en reservorio
Inicialmente por lo menos 2 fases (ubicacin f()). Agua: de zona acufera y petrolfera (innata o
irreducible 10 a 30% del volumen poral). Petrleo: HC parafinas, naftnicos y aromticos.
Anlisis qco. simplif.: C1 a C5 y C6+ = f ( pto. ebull. y Mr).Gravedad API:
60: dens petr. relat al agua a 60F
Gas: 60 a 90% de CH4. Otros HC e impurezas.
5.1315.141:60
API
HC Composicin promedio APIC1 C2 C3 C4 C5 C6+
Gas seco 0.90 0.05 0.03 0.01 0.01 - -Gas condensado 0.80 0.06 0.04 0.03 0.02 0.05 50 - 75Petrleo voltil 0.60 0.08 0.05 0.04 0.03 0.20 45 - 50Petrleo negro 0.44 0.04 0.04 0.03 0.02 0.43 25 - 45Petrleo pesado 0.20 0.03 0.02 0.02 0.02 0.71 20 - 25
Distribucin de fluidos en reservorio.
Zonas de transicin.
Propiedades de la roca reservorio Porosidad (): capacidad para almacenar fluidos.Fraccin de vacos existentes en el volumen de la roca.Porosidad primaria y secundaria.Porosidad total: efectiva y no efectiva.Rango: 5 y 30%. Permeabilidad (k): capacidad para mover los fluidos.
k = 1 Darcy si fluido de 1 Cp de se mueve a q cte de 1cm3/seg a travs de at de 1cm2, cuando se aplica p de 1 atm/cm. 1 Darcy = 1 m2. Factores que afectan la permeabilidad y distrib. log.
pLuk =
Propiedades del sistema: fluidos - roca reservorio
Mojabilidad: fuerzas de adhesin del lquido al slido > fuerzas de cohesin en lquido. Mojabilidadf = (lquido, slido e imperfecciones superficie slida). Fluidos mojantes y no mojantes.
Tensin superficial: pelcula superficial formada por una o varias capas de molculas que actan como membrana elstica, originada por fuerzas de atraccin en el lquido ==> tensin interfacial.
Presin capilar: ascenso de fluidos por capilaridad.
Parmetros PVT
Factor de volumen del petrleo (Bo)
Factor de volumen del gas (Bg)
Factor de volumen del agua (Bw)
Relacin gas petrleo instantnea producida y disuelta
[ ][ ]STB
disueltogasconpetrleoRBVVBo SCo
Ro )(==
[ ][ ]SCFRB
VV
Bg SCg
Rg ==
[ ][ ]STBSCF
VV
RsR SCo
SCg ==,
Clculo del petrleo recuperable (Np)
Mapas estructurales (lneas de nivel) Determinacin de profundidad de interfases Planimetra mapas ==> Clculo de V Clculo de VP Clculo de Vo en reservorio Clculo de Vo en superficie (SC) Clculo del petrleo recuperable, Np
FRBSVN
oi
wcp
)1( =
Bibliografa
L. P. Dake; Fundamentals of Reservoir Engineering, Elsevier, 1978.
H. C. Slider, Practical Petroleum Reservoir Engineering, The Petroleum Publishing Co, 1976.
M. S. Bidner. Propiedades de la roca y los fluidos en reservorios de petrleo, Eudeba, 2001.