Problemas Ingenieria Reservorios Hidrocarburos

UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE INGENIERÍA DEL PETROLEO Y PETROQIMICA SECCION DE POS GRADO

INFORME IV

INGENIERIA DE RESERVORIOS APLICADA DOCENTE : M. sC. Alexei Huerta Quiñonez

ESTUDIANTE : Rojas Linares, Edito Luis

LIMA – PERÚ 2012

PROBLEMAS POR RESOLVER. PROBLEMA 1. Una muestra de Gas Natural presenta la siguiente composición. Componente C1 C2 C3 n - C4

Yi 0.71 0.15 0.09 0.05

Calcular: a.- Peso Molecular Promedio y Gravedad Específica b.- Factor de Comprensibilidad @170 °F y 2500 Psi c.- Densidad en Lb/ft³ @ 170 °F y 2500 Psi. PROBLEMA 2 . Se dispone de una muestra de gas cuya gravedad específica es 0.9, y contiene 2% de N2, 4% de CO2 y 6% de H2S. Estimar la viscosidad @ 7000 Psi y 220 °F. PROBLEMA 3. Se ha obtenido los sgtes resultados de un análisis PVT a 200 °F

Presión (psi)  Volumen(ml) 

4000  404 

3000 408

2500 410

2000 430

1500 450

a) Estimar el punto de burbuja. EI sistema es recomprimido, expandido a 2000 psi y el gas libre es removido a presión constante, y medido por expansión a 1 atmosfera.

Volumen de Liquido: 388 ml. Volumen de gas (expandido a 1atm., 60 ° F): 5.275 l =5275 ml Luego la presión es reducida a 14,7 psi y la temperatura a 60°F Volumen de líquido residual : 295 ml Volumen de gas (medido a 1 atm, y 60 °F ) : 21 I = 21000 ml b) Estimar las siguientes propiedades PVT. b.1) Compresibilidad del petróleo (Co) y factor de volumen de formación (Bo) a 3000 psi b.2) Bo , Bt Y Rs a 2500 y 2000 psia. b.3) Bg y Z a 2000psia.

DESARROLLO

DE

LOS

PROBLEMAS

Problema 1

Componente C1 C2 C3 n - C4

Yi 0.71 0.15 0.09 0.05

M (lb/lb-mol) 16.0430 30.0700 44.0970 58.1230 Ma=

Yi x M 11.391 4.511 3.969 2.906

Tcri (ºR) 343.333 549.92 666.06 765.62

22.776 (lb/lbmol)

Yi*Tcri 243.766 82.488 59.945 38.281

Tpc=

Pcri (Psi) 666.40 706.50 616.00 550.60

Yi*Pcri 473.14 105.98 55.44 27.53

Ppc=

662.1

424.5

(Psi)

°(R)

Definiendo a la Masa Aparente con la sgte ecuación

Ma   yi * Mi i 1

Ma =

22.776

(lb/lb-mol)

Determinando la Gravedad Especifica con la sgte ecuación

Yg 

Donde :

Ma M air

Yg =

M air = 28.96 (masa molecular aparente) = lb/lb-mol

0.785

Determinando el Factor de Comprensibilidad a @ 2500 Psi y 170 °F con la sgte ecuación Si

P=

2500

Pabs =

( Psi )

2514.7

( Psi )

Para nuestro caso trabajaremos con P

Ppr 

Presión seudo reducida c critica 3.776

Ppr =

Si

T=

170

Temperatura seudo reducida critica

Tpr =

P Ppc

1.484

(°F)

Transformar a (°R) para aplicar en la Ec.

T Tpr  Tpc

donde T =

630

( °R )

CORRELACIONANDO CON EL GRAFICO I Presiones Pseudo reducidas y Temperaturas Pseudo reducidas, obtenemos Z=

0.767

Factor de Comprensibilidad (Z)

Calculando la Densidad con relación al Factor de comprensibilidad (z)

g 

( P)( Ma) ( z )( R)(T )

g

Donde R=

=

10.982

lb/ft³

8.423

lb/ft³

Calculando la Densidad como un gas ideal

g 

( P)( Ma) ( R )(T )

g

=

10.73

psi ft³/lb-mole °R

PROBLEMA 2 Para calcular la viscosidad utilizamos la sgte. Ecuación

1  ( 1)incorrected  ( ) N 2  ( )CO2  ( ) H 2 S donde: u1 = viscosidad corregida del gas, a 1 presión atmosférica y T de reservorio, cp (u1) incorregida =viscosidad incorregida del gas, cp (∆u)N2 = viscosidad corregida del N2 (∆u)CO2 = viscosidad corregida del CO2 (∆u)H2S= viscosidad corregida del H2S Datas del Problema P= T= Gravedad Esp.

7000 220 0.900

Psi (°F)

lb/lb-mol

28.96

M. aparente aire =

Constante

DATOS CON IMPUREZAS Componente CO2 N2 H2S

Yi (%) 4.00 2.00 6.00

Determinando la Densidad Aparente del Aire .

ῥ aire G.N. =

Gr-Sp * M. aparent. aire

ῥ aire G.N. =

26.064

lb/lb-mol

Correlacionando con la Tabla de Carr- Kobayashi, obtenemos los sgtes resultados. (u1) G.N. (sin impurezas) = (∆u)N2 , corregida = (∆u)CO2 , corregida = (∆u)H2S , corregida =

0.01180 0.00020 0.00030 0.00020

cp cp cp cp

0.0125

cp

Aplicando la Ecuación General : u1 G.N.(con impurezas) =

( 1atm, T °F )

Finalmente correlacionamos en el gráfico de Carr et. Al y determinamos Presión seudo critica y Temperatura seudo critica 635 425

Ppc = Tpc =

Grafico 2 ( °R )

Donde

Aplicando la sgte. ecuación.

P= Pabs = T=

7000 7015 680

Psi Psi °R

Para nuestro caso en la ecuación, utilizaremos el Valor ( P )

Ppr 

P Ppc

Tpr 

T Tpc

Determinando la Presión sesudo reducida critica y Temperatura seudo reducida critica Ppr = Tpr =

11.024 1.600

Aplicando la correlación determinamos: Grafico 3 2.9

El ratio de Viscosidad (u/u1) =

Calculando la viscosidad a condiciones de Reservorio con la Ec. Sgte.

  1* (

 ) 1

μ (P, T ) =

0.0363

cp

CORRELACIONES UTILIZADAS

Grafico 1

Grafico 2

Grafico 3

PROBLEMA 3 . Se ha obtenido los siguientes resultados de un análisis PVT a 200 °F

Presión (psi)  Volumen(ml) 

4000  404 

3000 408

2500 410

2000 430

1500 450

a) Estimar el punto de burbuja. EI sistema es recomprimido, expandido a 2000 psi y el gas libre es removido a presión constante, y medido por expansión a 1 atmosfera.

Volumen de Liquido: 388 ml. Volumen de gas (expandido a 1atm., 60 ° F): 5.275 l =5275 ml Luego la presión es reducida a 14,7 psi y la temperatura a 60°F Volumen de líquido residual : 295 ml Volumen de gas (medido a 1 atm, y 60 °F ) : 21 I = 21000 ml b) Estimar las siguientes propiedades PVT. b.1) Compresibilidad del petróleo (Co) y factor de volumen de formación (Bo) a 3000 psi. b.2) Bo , Bt Y Rs a 2500 y 2000 psia. b.3) Bg y Z a 2000psia.

DESARROLLO Para estimar el Pb, realizamos el sgte grafico.de las datas. GRAFICO I PRESION VS VOLUMEN

 

  Comentarios: del grafico N° 1 podemos notar que la presión de burbuja estimada ,es de 2500 psi, debido a que se observa el cambio de la presión y volumen notable, se incrementa a medida que la presión decrece.  

b.1) Compresibilidad del petróleo Co: está relacionado al cambio volumétrico respecto a la presión por unidad de volumen:

V 1 Co (n Psi )   ( ) * ( ) P V Reemplazando sus valores en la ecuación obtenemos:  

Co (3000 psi ) = - (1/408)*[(408-404)/(3000-4000)] = 9.80392 E-06 Psi              Co (2500 psi ) = -

(1/410)*[(410-408)/(2500-3000)] = 9.75610 E-06 Psi 

Co (2000 psi ) = - (1/430)*[(430-410)/(2000-2500)] = 9.30233 E-06 Psi   

Factor de volumen de formación del petróleo: Bo   Volumen de Petroleo en el reservorio Bo( Bbl / STB )  Volumen de Petroleo en sup erficie

Bo (

n

psi ) = 338 / 295 = 1.145763

Bo ( 3000 psi ) = 408 / 295 = 1.383051 Bo ( 2500 psi ) =

410 / 295 =1.389831

Bo ( 2000 psi ) = 430 / 295 = 1.457627

Razón de solubilidad: Rs

Rs ( SCF / STB ) 

Volumen de gas disuelto en sup erficie   Volumen de Petroleo en sup erficie

Rs (2500 psi ) = (21000+5275) / (295 * 5.615 ft3 / Bbl ) = 500.116 SCF/STB Rs (2000 psi ) = (21000) / (295 * 5.615 ft3 / Bbl ) = 399.712 SCF/STB

Factor de volumen de formación total : ( Bt )

Bt ( Bbl / STB )   o  ( Rsb  Rs ) *  g Reemplazando en sus unidades tenemos:

Bt (2500 psi ) = 1.3898+(500-500)*(0.0008372 / 5.615) = 1.3898 Bbl/SCF Bt (2000 psi ) = 1.4576+(500-400)*(0.001598 / 5.615) = 1.4862 Bbl/SCF

Factor de volume de formación del gas (Bg): Aplicando la razón tenemos los sgte.

Bg 

Volumen de Gas en el reservorio Volumen de Gas en sup erficie

Bg (2000 psi ) = (430-388)ml / (5275+21000) ml = 1.598477 E-03 Calculando Z : con la sgte ecuación.

Z

g * P 0.0283 * T (o R)

a condiciones de P = 2000 Psi y T = 200 °F entonces reemplazando datos en la ecuación tenemos los sgte. Z (2000 psi ) = 0.17116 GRAFICOS ADICIONALES

Comprensibilidad Vs Psi

TABLA RESUMEN DE DATAS CALCULADAS.

Co(3000) Co(2500) Co(2000)

9.80392E-06 9.75610E-06 9.30233E-05

psi psi psi

Bg(2000) Bg(2500) Z(2000)

0.001598478 0.000837298 0.171161542

ft3/SCF ft3/SCF

Bo(3000) Bo(2500) Bo(2000) Rs(2500) Rs(2000) Bt(2500) Bt(2000)

1.383051 1.389831 1.457627 500.116 399.712 1.389831 1.486210

Bl/STB Bl/STB Bl/STB SCF/STB SCF/STB Bl/STB Bl/STB