Termodinamica I
Capítulo 1: Aspectos generales
1.1 Introducción
Ecuación de estado, es una ecuación constitutiva para sistemas hidrostaticos que describe el estado de agregación de la materia como una relación funcional entre la temperatura, la presión, l volumen, la densidad, la energía interna y posiblemente otras funciones de estado asociadas con la materia. Las ecuaciones de estado son útiles para describir las propiedades de los fluidos, mezclas, sólidos o incluso del interior de las estrellas. Cada sustancia o sistema hidrostatico tiene una ecuación de estado característica dependiente de los niveles de energía moleculares y sus energías relativas, tal como se deduce de la estadística.

Él uso mas importante de una ecuación de estado es para predecir el estado de gases y líquidos. Una de las ecuaciones de estado mas simples para este propósito es la ecuación de estado del gas ideal, que es aproximable al comportamiento de los gases a bajas presiones y temperaturas mayores a la temperatura crítica. Sin embargo, esta ecuación pierde mucha exactitud a altas presiones y bajas temperaturas, y no es capaz de predecir la condensación de gas en líquido. Por ello, existe una serie de ecuaciones de estado mas precisas para gases y líquidos. Entre las ecuaciones de estado mas empleadas sobresalen las ecuaciones cúbicas de estado. De ellas, las mas conocidas y utilizadas son la ecuación de Peng-Robinsón (PR) y laecuación de Redlich-Kwong-Soave (RKS). Hasta ahora no se ha encontrado ninguna ecuación de estado que prediga correctamente el comportamiento de todas las sustancias en todas las condiciones. Una ecuación de estado es la relación que existe entre dos o mas propiedades termodinamicas. En sistemas de un componente y de una fase, la ecuación de estado incluira tres propiedades, dos de las cuales pueden ser consideradas como independientes. Aunque en principio se podrían plantear relaciones funcionales en que intervengan tres propiedades termodinamicas cualesquiera, las expresiones analíticas de las relaciones entre propiedades han sido limitadas casi completamente a la presión, volumen y temperatura. Debido a la incompleta comprensión de las interacciones intermoleculares, especialmente en los estados líquido y sólido, han sido utilizados métodos empíricos para desarrollar muchas de las ecuaciones de estado de uso general. Dado que la presión, temperatura y volumen pueden ser medidos directamente, los datos necesarios para evaluar las constantes en tales ecuaciones pueden ser obtenidos experimentalmente. La elección de la ecuación a usar en una aplicación dada depende principalmente de la exactitud deseada y de la capacidad del usuario. Como los coeficientes de casi todas las ecuaciones de estado deben ser evaluados ajustando o adaptando las ecuaciones a diversos datos experimentales depresión, volumen y temperatura,estas ecuaciones nunca pueden representar exactamente los datos experimentales; mas aún, muchas veces estas ecuaciones no representan los datos, limitando la exactitud. Esto es particularmente cierto cuando las ecuaciones mas sencillas son aplicadas en la vecindad del punto crítico.

Producción Petrolera
Luego de haber realizado la perforación, el pozo esta en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegara a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios.Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que estan confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultara 'surgente': produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo esta ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo.Los yacimientos tienen tres tipos principales de 'empujes naturales', a saber:
*Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive): La fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión.La recuperación final suele ser inferior al 20%.
*Empuje de una capa de gas (gas-cap drive): Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%.
*Empuje hidrostatico (water drive): La fuerza impulsora mas eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%.
Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la extracción artificial comienza la fase mas costosa u onerosa de la explotación del yacimiento.Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por medios artificiales se emplean las mismas tuberías de producción (tubing), en tramos de apróx. 9 m. de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos diametros, desde 1,66 a 4,5 pulgadas según lo requiera el volumen de producción.Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes:
El bombeo mecanico, que emplea varios procedimientos según sea la perforación. El mas antiguo, y que se aplica en pozos de hasta 2.400 a 2.500 m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad: consiste en una bomba vertical colocada en la parteinferior de la tubería, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7 m. de largo con un diametro interno de 1 ½ a 3 ¾ pulgadas, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior esta unido a las varillas de bombeo. El 80% de los pozos de extracción artificial en la Argentina utilizan este medio. El costo promedio de este equipo asciende a U$S 70.000 aproximadamente.
El bombeo mecanico es el medio de extracción artificial mas usado en Argentina.
Extracción con gas o Gas Lift. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de valvulas reguladas que abren y cierran al gas automaticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural cese completamente.
Gas Lift consiste en inyectar gas dentro del pozo en el espacio entre el casing y el tubing
Pistón accionado a gas (plunger lift). Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón.
Esquema de Plunger Lift
Bombeo conaccionar hidraulico. Una variante también muy utilizada consiste en bombas accionadas en forma hidraulica por un líquido, generalmente petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación satélite. Este medio no tiene las limitaciones que tiene el medio mecanico para su utilización en pozos profundos o dirigidos.
Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear grandes volúmenes de fluidos.
Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielastico de igual geometría (estator) que permanece estatico. El efecto resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator.
RECUPERACION Y PRODUCCION DE CRUDO PESADO

CRUDO PESADO. El conocer las propiedades de los fluidos pesados es fundamental para decidir los métodos de extracción, producción y procesamiento de un campo. Las pruebas de laboratorio brindan información acerca de los atributos termodinamicos y físicos de las reservas de crudo pesado de una compañía. Sin embargo,el equipo de laboratorio debe ser capaz de recrear condiciones de presión, volumen y temperatura representativas del subsuelo durante la recuperación.

A medida que disminuye el suministro global de crudos livianos y medianos, los depósitos de crudos pesados cobran importancia, y las compañías petroleras inevitablemente comienzan a considerar los costos y la logística para desarrollar esos campos- se hacen mas costosos y dificil de continuar-. En latinoamerica hay ciertos paises que poseen una porción muy importante de los yacimientos mundiales de crudos pesados. Estos ya se explotan exitosamente en la Faja Petrolífera del Orinoco de Venezuela, y Colombia.
El conocimiento de las propiedades de los fluidos pesados es fundamental para decidir los mejores métodos de extracción, producción y procesamiento de un campo.
Los elementos clave para una operación exitosa con crudo pesado son varios. Se debe considerar la cadena de valor completa desde el campo productor hasta el transporte, la comercialización, el mejoramiento y la refinación de este petróleo. Para lograr una recuperación óptima y éxito económico es de mejorar y optimizar las operaciones de manera constante. Todas estas tareas deben ser dirigidas en una forma tal que cumplan con los estandares y expectativas ambientales.

INYECCION DE AGUA
La inyección de agua puede ser aplicada en algunos yacimientos de crudo pesado donde los procesos de recuperaciónmejorada de petróleo no son técnica o económicamente posibles. Sin embargo, la inyección de agua para la extracción de crudo pesado mejora marginalmente la recuperación final (de 2% a 20%, con respecto a la recuperación primaria) en comparación con la recuperación mejorada. Para considerar su aplicación, los factores clave son la viscosidad del crudo, la heterogeneidad de la permeabilidad, así como la continuidad de estratos de alta permeabilidad dentro del yacimiento. La viscosidad afecta fuertemente el escape de burbujas de agua (water fingering) por causa de inestabilidades viscosas y, a su vez, la recuperación final. De forma similar, si un yacimiento tiene un alto grado de variación en la permeabilidad, así como continuidad de estratos de alta permeabilidad entre pozos, la recuperación sera afectada de forma adversa y la inyección de agua podría no ser factible.
Buena parte de la recuperación de petróleo ocurre con altos porcentajes de corte de agua. Sin embargo, la inyección de agua puede ayudar a mantener la productividad del pozo y los resultados pueden ser impresionantes si se presentan condiciones favorables en el yacimiento.
RECUPERACION PRIMARIA
La recuperación primaria se puede aplicar para petróleo de gravedad API muy baja o alta gravedad especifica. Por lo general, es el método preferido, si resulta económico. Los factores clave para tener una producción primaria exitosa son la energía delreservorio (presión del reservorio y cantidad de gas disuelto) y la movilidad del petróleo (permeabilidad/viscosidad del aceite).

IMYECCION DE VAPOR: Las técnicas de recuperación mejorada pueden aumentar significativamente la recuperación final. En algunos casos, como las arenas bituminosas en Athabasca, Canada.
VAPOR INJECTION
La producción primaria no es factible. Sin embargo, la recuperación mejorada involucra inversiones y gastos operativos muy superiores a los requeridos por la producción primaria o la inyección de agua.
El proceso de inyección de vapor es una de las técnicas dominantes en la recuperación mejorada de la extracción de petróleo pesado. Por lo tanto, la discusión en este trabajo se concentrara en la recuperación mejorada por inyección de vapor. Con el desarrollo del petroleo pesadom la tecnologia de inyeccion de vapor para la recuperacion desempeña un papel importante cadda vez. Sin embargo, para los yacimientos horizontales, la heterogeneidad del deposito o reservorio petrolifero afectara seriamente el efecto de absorcion de vapor. causa la diferente efecto de permeabilidad y la disparidad de capacidad de liquidos. La practica ha demostrado que la inyeccion de vapor convencional en la seccion horizontal, la succion de vapor desiguales, los pozos de calor es corta, el fenomeno de la utilizacion es muy bajo, reducir el efecto de desarrollo.
https://es.scribd.com/doc/52811548/Ingenieria-de-Pr