Entropía en la producción de hidrocarburos

¿Cuánta entropía estamos generando al producir hidrocarburos

Acontinuación se describe una descripción del artículo titulado "Balance to the Entropy Generation: The Evolution of the State of the Art in Thermodynamic Concepts in Petroleum Production Systems"

Introducción

La producción de petróleo involucra tres componentes del sistema distintos pero íntimamente conectados: el yacimiento, que es un medio poroso con tanto el almacenamiento como la capacidad de flujo requeridos; las estructuras del subsuelo, que incluyen equipos de terminación de pozos; instalaciones de superficie, que incluyen conjuntos de cabeza de pozo, líneas de flujo, equipo de separación y tanques de almacenamiento.

 Como sistema energético, el sistema petrolero se puede estudiar utilizando tanto la primera como la segunda ley de la termodinámica para definir los límites de rendimiento teórico de las condiciones de operación de campo. Desde los primeros estudios sobre cambios de presión del yacimiento (cambio de energía), [Versluys, 1934], hasta los últimos trabajos en entropía (a través de medios porosos y tuberías), se ha demostrado que la explotación de los embalses provoca inevitablemente pérdidas de energía irreversibles. Sin embargo, se pueden seleccionar condiciones óptimas de funcionamiento (variables) para minimizar la generación de entropía a través del sistema petrolero.

Entre las variables operativas como la tasa de producción o inyección, el número de pozos, la ubicación de los pozos, el diámetro y la longitud de las tuberías y la ubicación de las instalaciones de separación y almacenamiento, el papel de la tasa de producción en la recuperación final de hidrocarburos se vuelve importante para la mayoría de los mecanismos de impulsión del yacimiento. y patrones de flujo de fluidos.

Se muestra una revisión de la evolución de conceptos termodinámicos como balance energético, trabajo útil, disponibilidad función y generación de entropía en sistemas petroleros que han permitido determinar las irreversibilidades asociadas a la producción de fluidos a través de todo el sistema petrolero, y su uso como herramienta para analizar el desempeño final de los yacimientos de hidrocarburos.

 Lo último en ecuación de momento: del flujo tipo Darcy al flujo de alta velocidad

Todos los modelos matemáticos para predecir el comportamiento del flujo en medios porosos revisados hasta ahora se basan en el flujo de baja velocidad de Darcy.

Para una predicción adecuada del historial de presión debido al comportamiento del flujo a alta velocidad, se agregó un segundo término proporcional a la velocidad al cuadrado a la ecuación de Darcy. Forchheimer presentó esta solución para mejorar la predicción del comportamiento del flujo en medios porosos. Posteriormente, Blick y Civan [Blick et al., 1988] presentaron una solución más completa (modelo de orificio capilar) que incluía flujo de momento y términos de aceleración, como sigue:

Después de los experimentos, concluyeron que los términos agregados no eran significativos en el flujo inestable de petróleo y gas de los yacimientos, pero tanto la permeabilidad como el factor no Darcy dependen de la geometría de los poros y del número de Reynolds. Se utilizó otro estudio basado en la teoría constitutiva para el flujo de medios porosos multifásicos considerando las interfaces entre las fases, además de la ecuación de equilibrio de masa, momento y energía. La forma final de la ecuación mostró que la presión capilar es una función tanto de la saturación como del área de la interfaz por unidad de volumen [Gray et al., 1998].

Minimizar la generación de entropía total

La combinación de todos estos avances en el análisis termodinámico en el sistema petrolero y el estado del arte en el flujo no Darcy en medios porosos llevó a Civan y Tiab [Civan et al., 1989] a presentar un mejor enfoque en el análisis. de generación de entropía y cómo se relaciona con el rendimiento del yacimiento para un yacimiento impulsado por gas.

 

Demostraron que la recuperación de la reserva expresada en un factor de recuperación disminuirá con la generación de entropía total acumulada. Al correlacionar estas dos variables para varios valores de tasa de flujo y factor de piel, fue evidente que las condiciones del pozo (es decir, factor de piel y tasa de flujo) afectaron la tasa de generación de entropía y, en consecuencia, el factor de recuperación óptimo.

Por ejemplo, si el factor de piel (S) es positivo, la entropía generada alcanzará un máximo más temprano que un factor de piel negativo, para la misma tasa de producción. Provocará que el yacimiento se produzca con un factor de recuperación más bajo durante el mismo período de tiempo.

 

La generación de entropía total para el flujo radial en el yacimiento se calculó mediante;

Destacando un aspecto importante introducido por Civan y Tiab como el patrón de flujo, se tuvo en cuenta tanto el flujo de fluido de la tubería como el flujo de fluido del depósito. Como se sabe, el patrón de flujo determinará la característica de agotamiento de la presión y, por lo tanto, la magnitud de las irreversibilidades.

El efecto del patrón de flujo sobre el agotamiento de la presión de la tubería se expresa en el cálculo del factor de fricción de Moody's. De manera similar, el número de Reynolds para medios porosos dependiendo del patrón del fluido del yacimiento se tomó en cuenta en el ensayo de Civan y Tiab, estudiado por Ahmed y Sunada [Ahmed et al., 1947] y Cornell y Katz [Cornel et al., 1953] extraído de la forma integrada de la ecuación de Forchheimer, considerando el promedio de las propiedades del fluido y la roca sobre la distancia del flujo:

Otras nuevas expresiones del número de Reynold y el factor de fricción para medios porosos están disponibles en la literatura [Tiab et al., 2004]. Además, en la mayoría de las aplicaciones relacionadas con la maximización de la utilización de energía en sistemas de ingeniería, estos sistemas mostraron que deben diseñarse y operarse de manera que se minimice la generación de entropía [Judy et al., 2002; Sahin, 2002; Humaira, 2002; Bejan, 2000].

Referencias:

Tillero, Edwin; Machado, Fidel T. Francisco; Romero, David (). [Society of Petroleum Engineers SPE Production and Operations Symposium - Oklahoma City, Oklahoma, USA (2011-03-27)] SPE Production and Operations Symposium - From Volumetric Energy Balance to the Entropy Generation: The Evolution of the State of the Art in Thermodynamic Concepts in Petroleum Production Systems. , (), –. doi:10.2118/139913-MS