-clasificacion-de-los-reservorios-docx.docx
This document was uploaded by user and they confirmed that they have the permission to share it. If you are author or own the copyright of this book, please report to us by using this DMCA report form. Report DMCA
Overview
Download & View -clasificacion-de-los-reservorios-docx.docx as PDF for free.
More details
- Words: 777
- Pages: 5
CLASIFICACIÓN DE LOS RESERVORIOS RESERVORIOS DE PETROLEO a) Subsaturado b) Saturado c) Con capa de gas d) Petróleo negro (bajo rendimiento) e) Petróleo volátil (alto rendimiento) RESERVORIOS DE GAS a) Reservorios de gas b) Condensación retrograda de gas c) Reservorios de gas húmedo d) Reservorios de gas seco
A la izquierda del punto crítico fuera de la envolvente la fase es líquida y a la derecha la fase es gaseosa. En el punto critico las propiedades intensivas del gas y liquido son idénticas. Temperatura cricondentérmica: Es la máxima temperatura donde existe un equilibrio entre el vapor y el liquido, temperatura superior a esta el sistema se encuentra en fase gaseosa. Presion cricondenbárica: Es la maxima presion donde existen en equilibrio el vapor y el liquido. La posicion relativa de los puntos cricondenbaricos y cricondentermicos van a depender de la composicion del sistema.
RESERVORIO DE PETROLEO SUBSATURADOSATURADO-CON CAPA DE GAS
Punto 1 Es aquel reservorio (petróleo subsaturado) cuya presión es mayor al punto de burbuja y tiene una temperatura menor a la temperatura critica. Punto 2 es aquel reservorio (petróleo saturado) cuya presión inicial esta en la presión de burbuja. Punto 3 es aquel reservorio (capa de gas) cuya presión inicial es menor a la presión de burbuja y es predominado por una capa de gas en la zona de dos fases.
RESERVORIO DE PETROLEO NEGRO (BAJO RENDIMIENTO)
Se caracterizan porque las líneas de calidad están espaciadas estrechamente cerca de la curva de rocio. Tiene una recuperación substancial de líquido a condiciones de separación.
Tyac << Tiene un alto porcentaje de C7+( >40%). El líquido producido es tiene las siguientes características
1. 2. 3. 4.
Color de verde oscuro a negro. API <> Relación gas-petróleo <> Bo <>
RESERVORIO DE PETROLEO VOLATIL (ALTO RENDIMIENTO)
Las líneas de calidad están juntas y estrechas cerca del punto de burbuja y están más ampliamente espaciadas a bajas presiones. Se caracteriza por un alto rendimiento de líquido inmediatamente por debajo del punto de burbuja.
La Tyac es ligeramente inferior a la Tc. La mezcla a condiciones iniciales se encuentra en estado líquido cerca del punto critico. El equilibrio de fase en estos yacimientos es precario, sufren de un gran encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de la presión de burbujeo. El liquido producido es tiene las siguientes ccaracterísticas
1. 2. 3. 4. 5.
Color de amarillo oscuro a negro. API > 40 Relación gas-petróleo 2000 - 5000 PCN/BN. La relación gas-petróleo se encuentra entre 5000-100000 PCN/BN. Bo> 1.5 BY/BN
RESERVORIOS DE GAS (CONDENSACIÓN RETROGRADA DE GAS)
Si la temperatura del reservorio está entre la temperatura crítica y la cricondentérmica el reservorio es clasificado como de condensación retrograda. Cuando la presión declina isotérmicamente y está por encima del punto de rocio existe una atracción de los componentes livianos y pesados esto origina que la atracción entre los más pesados sea más efectiva de esta manera el líquido comienza a condensarse. Tendremos un yacimiento de gas condensado si :
La mezcla se mantiene en la fase gaseosa o en el punto de rocío a las condiciones iniciales del yacimiento. El gas presenta condensación retrograda durante el agotamiento isotérmico de la presión. El líquido producido es incoloro-amarillo y de ºAPI 40- 60 La relación gas-petróleo se encuentra entre 5000-100000 PCN/BN
RESERVORIOS DE GAS (HUMEDO) La presión y temperatura del reservorio es mayor a la temperatura cricondentermica y cricondenbarica. El gas cuando fluya a la superficie entrará en la región de dos fases, existirá una disminución de la energía cinética de las moléculas pesadas con la caída de temperatura y su cambio subsiguiente para líquido a través de fuerzas atractivas entre moléculas.
Tyac > Tcdt. La mezcla se mantiene en la fase gaseosa en el yacimiento pero en superficie se genera algo de líquido. Tiene mayor porcentaje de componentes intermedios( etano, propano...) que los gases secos.
El líquido producido es incoloro y de ºAPI > 60 La relación gas-petróleo se encuentra entre 60-100 MPC/BN
RESERVORIOS DE GAS (SECO)
Estos reservorios contienen principalmente metano, con pequeñas cantidades de etano, propano, y más pesados, el fluido de este reservorio entran en la región de dos fases a condiciones de superficie, durante la explotación del reservorio. Teóricamente los reservorios de gas seco no producen líquido en la superficie, por ende, la diferencia entre un gas seco y un gas húmedo es arbitraria.
Tyac > Tcdt. La mezcla se mantiene en la fase gaseosa en el yacimiento y en superficie. El gas es mayoritariamente metano (CH4). Solo se puede obtener líquido por procesos criogénicos (T<0ºF).
A la izquierda del punto crítico fuera de la envolvente la fase es líquida y a la derecha la fase es gaseosa. En el punto critico las propiedades intensivas del gas y liquido son idénticas. Temperatura cricondentérmica: Es la máxima temperatura donde existe un equilibrio entre el vapor y el liquido, temperatura superior a esta el sistema se encuentra en fase gaseosa. Presion cricondenbárica: Es la maxima presion donde existen en equilibrio el vapor y el liquido. La posicion relativa de los puntos cricondenbaricos y cricondentermicos van a depender de la composicion del sistema.
RESERVORIO DE PETROLEO SUBSATURADOSATURADO-CON CAPA DE GAS
Punto 1 Es aquel reservorio (petróleo subsaturado) cuya presión es mayor al punto de burbuja y tiene una temperatura menor a la temperatura critica. Punto 2 es aquel reservorio (petróleo saturado) cuya presión inicial esta en la presión de burbuja. Punto 3 es aquel reservorio (capa de gas) cuya presión inicial es menor a la presión de burbuja y es predominado por una capa de gas en la zona de dos fases.
RESERVORIO DE PETROLEO NEGRO (BAJO RENDIMIENTO)
Se caracterizan porque las líneas de calidad están espaciadas estrechamente cerca de la curva de rocio. Tiene una recuperación substancial de líquido a condiciones de separación.
Tyac << Tiene un alto porcentaje de C7+( >40%). El líquido producido es tiene las siguientes características
1. 2. 3. 4.
Color de verde oscuro a negro. API <> Relación gas-petróleo <> Bo <>
RESERVORIO DE PETROLEO VOLATIL (ALTO RENDIMIENTO)
Las líneas de calidad están juntas y estrechas cerca del punto de burbuja y están más ampliamente espaciadas a bajas presiones. Se caracteriza por un alto rendimiento de líquido inmediatamente por debajo del punto de burbuja.
La Tyac es ligeramente inferior a la Tc. La mezcla a condiciones iniciales se encuentra en estado líquido cerca del punto critico. El equilibrio de fase en estos yacimientos es precario, sufren de un gran encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de la presión de burbujeo. El liquido producido es tiene las siguientes ccaracterísticas
1. 2. 3. 4. 5.
Color de amarillo oscuro a negro. API > 40 Relación gas-petróleo 2000 - 5000 PCN/BN. La relación gas-petróleo se encuentra entre 5000-100000 PCN/BN. Bo> 1.5 BY/BN
RESERVORIOS DE GAS (CONDENSACIÓN RETROGRADA DE GAS)
Si la temperatura del reservorio está entre la temperatura crítica y la cricondentérmica el reservorio es clasificado como de condensación retrograda. Cuando la presión declina isotérmicamente y está por encima del punto de rocio existe una atracción de los componentes livianos y pesados esto origina que la atracción entre los más pesados sea más efectiva de esta manera el líquido comienza a condensarse. Tendremos un yacimiento de gas condensado si :
La mezcla se mantiene en la fase gaseosa o en el punto de rocío a las condiciones iniciales del yacimiento. El gas presenta condensación retrograda durante el agotamiento isotérmico de la presión. El líquido producido es incoloro-amarillo y de ºAPI 40- 60 La relación gas-petróleo se encuentra entre 5000-100000 PCN/BN
RESERVORIOS DE GAS (HUMEDO) La presión y temperatura del reservorio es mayor a la temperatura cricondentermica y cricondenbarica. El gas cuando fluya a la superficie entrará en la región de dos fases, existirá una disminución de la energía cinética de las moléculas pesadas con la caída de temperatura y su cambio subsiguiente para líquido a través de fuerzas atractivas entre moléculas.
Tyac > Tcdt. La mezcla se mantiene en la fase gaseosa en el yacimiento pero en superficie se genera algo de líquido. Tiene mayor porcentaje de componentes intermedios( etano, propano...) que los gases secos.
El líquido producido es incoloro y de ºAPI > 60 La relación gas-petróleo se encuentra entre 60-100 MPC/BN
RESERVORIOS DE GAS (SECO)
Estos reservorios contienen principalmente metano, con pequeñas cantidades de etano, propano, y más pesados, el fluido de este reservorio entran en la región de dos fases a condiciones de superficie, durante la explotación del reservorio. Teóricamente los reservorios de gas seco no producen líquido en la superficie, por ende, la diferencia entre un gas seco y un gas húmedo es arbitraria.
Tyac > Tcdt. La mezcla se mantiene en la fase gaseosa en el yacimiento y en superficie. El gas es mayoritariamente metano (CH4). Solo se puede obtener líquido por procesos criogénicos (T<0ºF).
