Formación del gas natural
El gas natural se formó hace millones de años cuando una serie de organismos descompuestos como animales y plantas, quedaron sepultados bajo lodo y arena, en lo más profundo de antiguos lagos y océanos. océan os. En la medida que se acumulaba acumulaba lodo, arena y sedimento, sedimento, se fueron formando formando capas de roca a gran profundidad. La presión causada por el peso sobre éstas capas más el calor de la tierra, transformaron lentamente el material orgánico en petróleo crudo y en gas natural. El gas natural se acumula en bolsas entre la porosidad de las rocas subterráneas. Pero en ocasiones, el gas natural se queda atrapado debajo de la tierra por rocas sólidas que eitan que el gas fluya, formándose lo que se conoce como un yacimiento.
El gas natural Es un energético natural de origen fósil, que se encuentra normalmente en el subsuelo subsuelo continental continental o marino. Este se puede encontrar encontrar en forma !asociado!, !asociado!, cuando en el yacimiento aparece acompañado de petróleo, o gas natural !no asociado! cuando está acompañado "nicamente por pequeñas cantidades de otros hidrocarburos o gases. La composición composición del gas natural incluye incluye diersos diersos hidrocarburos hidrocarburos gaseosos, con predominio predominio del metano, por sobre el #$%, y en proporciones menores etano, propano, butano, pentano y pequeñas proporciones de gases inertes como dió&ido de carbono y nitrógeno. Tabla Tabla 1. Composición Típica del Gas Natural
'idrocarburo etano Etano 5ió&ido (arbono Propano 9itrógeno
(omposición )u*mica ( '/ ( 3 '4 de ( 63 ( 7 '8 9
+angoen %#01#2 314 $13 $13 $10
El gas natural procede generalmente de las perforaciones que se reali:an en los yacimientos petrol*feros, de la descomposición de la materia orgánica con el tiempo.
En dichos yacimientos, el petróleo más liiano que el agua, suele flotar sobre lagos subterráneos de agua salada. En la parte superior se encuentra el gas, que ejerce enormes presiones, con lo cual hace fluir el petróleo hacia la superficie.
;ig 0. 5isposición de un yacimiento de petróleo y gas.
Clasificación del Gas Natural
-, menor a / ppm. La <.P.>.? define un gas apto para ser transportado por tuber*as aquel que contiene menos de / ppm de '3>@ enos de 7,$% de (63 y no más de 4 a A libras de agua por millón de pies c"bicos en condiciones normales P(9-.
-, dió&ido de carbono (63- y otros componentes ácidos (6>, (>3, mercaptanos, etc.- ra:ón por la cuál se uele corrosio en presencia de agua libre.
in embargo, en sistemas de compresión de gas, se habla de gas h"medo, en ingles Det gasF, al que contiene apor de agua y gas seco Ddry gasF, al que no contiene apor de agua.
Diagrama presión-temperatura de mezclas de hidrocarburos
La mejor forma de obserar los cambios de fase de las me:clas de hidrocarburos que se presentan naturalmente en yacimientos de petróleo y gas o condensado- es a traés de un diagrama Presión1Gemperatura P1G- como el diagrama que se obsera a continuación
;ig 3. 5iagrama de fases Presión1Gemperatura para yacimiento de hidrocarburos
En este se obsera la enolente de fases que resulta de unir las curas de puntos de burbujeo y puntos de roc*o. En los puntos de burbujeo el sistema me:cla de hidrocarburosse encuentra en fase l*quida en equilibrio con una cantidad infinitesimal burbuja- de gas. En los puntos de roc*o el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal gota- de l*quido. ?l punto donde se unen las curas de burbujeo y roc*o, se denomina punto cr*tico. ? las condiciones del punto cr*tico, las propiedades intensias aquellas que no dependen de la masa= densidad, iscosidad, etc.- del gas y l*quido son idénticas. La enolente de fases diide el diagrama en tres regiones= La del l*quido que está situada fuera de la enolente y a la i:quierda de la temperatura cr*tica@ la del gas que también está fuera de la enolente pero a la derecha de la temperatura cr*tica y la de dos fases que se encuentra dentro de la enolente y donde se hallan en equilibrio el gas y el l*quido. En esta región se obseran las l*neas de isocalidad que son l*neas que unen puntos de igual porcentaje ol"metrico de l*quido en la me:cla l*quido1gas. 5e esta forma, las curas de burbujeo y roc*o son l*neas de 0$$% y $% de l*quido, respectiamente. Godas estas curas de isocalidad también conergen en el punto cr*tico. 6tro punto obserado en el diagrama de fase es el punto de temperatura cricondentérmica Gcdt- que es la má&ima temperatura a la cual e&iste equilibrio entre apor y l*quido a GHGcdt y a cualquier presión, el sistema está en fase gaseosa-. Gambién se obsera el punto de presión cricondembárica Pcdb- que se define como la má&ima presión a la cual e&iste equilibrio entre apor y l*quido. La posición relatia de los puntos cricondentérmico y cricondembárico con respecto al punto cr*tico, depende de la composición del sistema. Para crudos, el punto cricondembárico está a la i:quierda del punto cr*tico, en cambio, para gases naturales y gases condensados está a la derecha.
(ada me:cla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento tiene un diagrama de fases caracter*stico, el cual permanece constante, mientras se mantenga constante la proporción de componentes en la me:cla@ sufriendo modificaciones cuando se altera esta proporción debido a la e&tracción preferencial de fluidos o a la inyección de alguno o algunos de ellos gas natural, (63, 93, etc.-. >e puede obserar que a medida que la me:cla es más liiana y olátil las presiones de burbujeo y roc*o son mayores. La clasificación de los yacimientos en función a la me:cla de hidrocarburos que contienen se puede clasificar de acuerdo a los siguientes parámetros= •
Parámetros edidos en (ampo= Presión, Gemperatura, +elación
•
Parámetros edidos en el Laboratorio= >e usan muestras significatias del yacimiento y se simula el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento isotérmico de presión.
Los yacimientos de hidrocarburos se encuentran inicialmente como una me:cla, de acuerdo a dicha me:cla se pueden clasificar en= 0 acimientos de eco. 0.3. acimientos de
Los yacimientos de gas generalmente pueden ser clasificados de acuerdo a sus caracter*sticas y constituyentes qu*micos, y a sus propiedades f*sicas. Los yacimientos de gas están com"nmente compuestos de hidrocarburos de serie de alcanos o parafinas, conteniendo principalmente metano y etano en un rango de 8$ al #$% de su olumen. El remanente de este olumen está formado por propano y otros hidrocarburos pesados e impure:as. Por lo tanto, considerando el rango limitado de los componentes, el análisis
composicional de los yacimientos de gas es de fácil obtención a traés de técnicas como= la cromatograf*a del gas y la destilación a bajas temperaturas. Para la clasificación f*sica de los yacimientos de gas se usa frecuentemente el parámetro de graedad espec*fica. acimientos de Gas !eco
Los yacimientos de gas seco son inicialmente formados por componentes de hidrocarburos en la fase gaseosa solamente. Los componentes no hidrocarburos son hallados en forma l*quida. 5urante la producción de este tipo de yacimiento, el gas del yacimiento y el gas producido están en una sola fase, por ejemplo en la fase gaseosa. ?demás los yacimientos de gas conencionales y no conencionales incluyen metano coalente, el cual queda atrapado en el subsuelo. Las formaciones e&tremadamente impermeables son conocidas como una fuente comercial productia de gas y consideradas como fuentes conencionales. ? continuación se presentan las caracter*sticas más resaltantes de los yacimientos de gas seco= •
La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica.
•
Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento y en superficie, es decir, que al disminuir la presión no se condensa el gas.
•
>olo se puede e&traer l*quido por procesos criogénicos temperaturas por debajo de $J;- .
•
9o se presenta condensación retrógrada.
•
;ig 7. 5iagrama de ;ases para un acimiento de eco. acimientos de Gas "#medo
Estos yacimientos son inicialmente encontrados con componentes de hidrocarburos en la fase gaseosa, como en los yacimientos de gas seco. (uando la presión del yacimiento disminuye por la producción, el gas remanente en el yacimiento podr*a estar enteramente en una sola fase, sin sufrir condensación en la formación. >in embargo, una porción de gas producida a traés del po:o se condensa debido a la reducción de la presión y temperatura en la superficie. Esto ocurre por la presencia de hidrocarburos en el yacimiento de gas que se condensan bajo condiciones de superficie. Los componentes hallados en este tipo de yacimientos son más pesados que los encontrados en los yacimientos de gas seco. ? continuación se presentan las caracter*sticas más resaltantes de los yacimientos de gas h"medo= •
La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica.
•
Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento, pero una e: en superficie entran a la región bifásica.
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El l*quido producido es de incoloro a amarillo claro.
•
Poseen una graedad J?PK mayor a 4$J.
•
En comparación con los gases secos, hay una mayor acumulación de componentes intermedios.
•
La relación gas I petróleo se encuentra entre 4$ y 0$$ (PMN9-.
;ig /. 5iagrama de ;ases para un acimiento de
(on respecto al agotamiento del yacimiento, una porción de gas domina el comportamiento de los hidrocarburos condensados más pesados y los almacena en el olumen poroso del yacimiento. Esto ocurre cuando la presión del yacimiento disminuye por debajo de la presión de roc*o del yacimiento. La condensación puede ser significatia cercana al fondo del po:o debido a las ariaciones de presión. El fenómeno está referido a una condensación retrógrada al eaporarse una sustancia pura, no condensada bajo la disminución de la presión. La temperatura prealente en el yacimiento está por encima de la temperatura cricondertérmica, la cual se define como la temperatura limite bajo la cual el fluido solo e&iste en forma gaseosa. La reapori:ación del condensado puede tomar lugar bajo ciertas condiciones cuando la presión del yacimiento se uele suficientemente baja. >in embargo la reapori:ación esta inhibida como las caracter*sticas de la condensación y
apori:ación del yacimiento de hidrocarburos alternado de manera desfaorable. Los efectos adersos de la condensación retrograda resultan en la producción de gas pobre "nicamente. El gas seco es reinyectado para mantener la presión del yacimiento por encima de la presión de roc*o obteniendo as* un recobro más efectio. ? continuación se presentan las caracter*sticas más resaltantes de los yacimientos de gas condensado= •
La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura cr*tica y la temperatura cricondertérmca.
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>e puede definir como un gas con l*quido disuelto.
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Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa o en el punto de roc*o a condiciones iniciales de yacimiento.
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?l disminuir la presión a temperatura constante entra en la :ona de condensación retrógrada.
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La reducción de presión y temperatura en el sistema de producción hace que se entre en la región bifásica y origina en superficie un condensado.
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El condensado producido es de incoloro a amarillo.
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Posee una graedad J?PK entre /$J y 4$J.
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La relación gas I petróleo se encuentra entre 2.$$$ y 0$$.$$$ P(9MN9-.
;ig 2. 5iagrama de ;ases para un acimiento de