YACIMIENTO DE GAS Yacimientos de Gas son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo. Se clasifican en yacimientos de: Gas seco, gas húmedo Gas condensado TIPOS DE YACIMIENTOS YACIMIENTO GAS SECO: En éstos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura. El gas se genera gracias a un proceso de expansión, parecido al que ocurre en las bombonas, donde la cantidad de gas está relaciona da con la presión del embace. Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica, cricondentér mica, además están constituidos constituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superior es como también Están constituidos constituidos por hidrocarburos que, aún en superficie y a presión y temperatura de tanque, no condensan. Poseen alta energía cinética de sus moléculas y baja atracción de las mismas.
YACIMIENTP DE GAS HUMEDO En estos yacimiento yacimientoss de hidrocarburo hidrocarbuross están están en estadoga estadogaseos seoso, o, por características específicas de presión, temperatura y composición. El gas está mezcl mezclado ado con otros otros hid hidroc rocarb arburo uross lí líqui quidos dos;; se dice dice que se halla halla en estado estado saturado. Este tipo de gas recibe el nombre de gas húmedo*. Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros queda atrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimiento.
Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica cricondentér mica y Están constituidos por hidrocarburos livianos a intermedios, además están constituidos por hidrocarburos que no condensan a condiciones de yacimiento pero si a condiciones de separador.
YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO Estos yacimientos producen condensación retrograda en el yacimiento yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica. El gas al disminuir la presión se condensa.
Estos tipos de yacimientos también pueden ubicarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del mismo con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo) en los diagramas de fases que relacionan estas dos variables. Cuando la presión y la temperatura caen dentro de la región de dos fases, existirá una zona de petróleo con una capa de gas en la parte superior. La zona de petróleo producirá como un yacimiento de petróleo de punto de burbujeo y la capa de gas como un yacimiento monofásico de gas o como un yacimiento retrogrado de gas.
Yacimientos de Gas Seco
(1)
(2) Donde: GOES: Gas Original en Sitio, PCN A: Área del yacimiento, acres h: Espesor, pies : Porosidad, fracción Swi: Saturación inicial de agua, fracción Bgi: Factor Volumétrico del gas @ Pi y Tf, PCY/PCN Pi: Presión inicial, lpca Tf: Temperatura de la formación (yacimiento), (yacimiento), 0R Zgi: Factor de compresibilidad del gas @ Pi y Tf El factor de compresibilidad del gas se puede determinar en la forma siguiente: Estimar la temperatura y presión seudocrítica seudocrítica de la mezcla (Tsc, Psc): En base a la composición:
En base a la gravedad específica del gas:
Donde: Tsc: Temperatura seudo critica de la mezcla, OR Psc: Presión seudo crítica de la mezcla, lpca Tci: Temperatura crítica del componente i, 0R Pci: Presión crítica del componente i, lpca Yi: Fracción molar del componente i en la mezcla : Gravedad específica del gas (aire=1) Calcular la temperatura y presión seudo reducida (Tsr, Psr):
Determinar Zgi:
Se puede usar la correlación de Brill y Beggs:
Rango de uso: 0 < Psr < 13 y 1,2 < Tsr < 2,4 Yacimientos de Gas Húmedo
Usar las ecuaciones para yacimiento de gas seco con Zghi. Donde, Zghi, es el factor de compresibilidad del gas húmedo original es sitio @ Pi y Tf. Para calcular
Zghi se requiere determinar la gravedad específica del gas húmedo (hg), lo cual se obtiene de la siguiente manera:
La Fig. 4 muestra la forma de calcular las relaciones gas-líquido por etapa y el significado de gi, L y ML. El peso molecular del líquido (Me) se puede estimar por la correlación de Cragoe:
En este caso la Tsc y Psc se obtienen de las ecuaciones:
Con Tsc y Psc calcular Tsr y Psr y luego Zghi y Bghi. Gas Húmedo Original en Sitio, GHOES
(3) Si se extrajera todo el GHOES del yacimiento se obtendría un volumen de gas en el separador, GOES y un volumen de líquido en el tanque, LOES. Gas Original en Sitio, GOES
(4) Líquido Original en Sitio, LOES
(5)
(6) Donde: RGLi: Relación gas-líquido inicial, PCN/BN Si se tiene información de las relaciones gas-líquido de cada una de las etapas de separación (Ri), la RGLi se obtiene de la ecuación:
NE: Número de etapas de separación
Yacimientos de Gas Condensado
Se utilizan las mismas ecuaciones usadas en el caso de los yacimientos de gas húmedo. En este caso se usa la siguiente nomenclatura: GCOES: Gas condensado original en sitio, en vez de GHOES COES: Condensado original en sitio, en vez de LOES gc: Gravedad específica del gas condensado, en vez de gh C: Gravedad específica del condensado, en vez de L Mc: Peso molecular del condensado, en vez de ML Bgci: Factor volumétrico del gas condensado @ Pi y Tf, en vez de Bghi Zgci: Factor de compresibilidad del gas condensado @ Pi y Tf, por Zghi PRESION DE FONDO DE POZO DE GAS La presión de fondo es la presión que se puede genera en el fondo del pozo y esta va en contraposición a la presión de yacimiento de gas .En caso de existir esta presión, la misma va a dificultar el movimiento del fluido del yacimiento hacia el
pozo. Esta presión es generada por el yacimiento de gas y ofrece resistencia ya que no permite fluir con facilidad. La presión de fondo fluyente. Es la presión que se encuentra en el fondo del pozo y debería de ser menor a la del yacimiento para que los fluidos puedan ascender de forma más fácil. Sin embargo cuando el flujo es abierto absoluto (AOF), puede que algunas de las presiones conjugadas no ejerza ningún efecto, es decir prácticamente no existen.
CONDICION ÓPTIMAS PARA LA SEPARACION PETROLEO-GAS Ahora hay dos fases de hidrocarburos en el yacimiento, gas saturado, petróleo y gas liberado. Durante la producción en la superficie el gas liberado va a ser envuelto por la fase liquida y el gas total de producción en la superficie, tendrá dos componentes; el gas el cual estuvo libre en el yacimiento, y el gas liberado del petróleo durante la producción. Estos componentes separados son indistinguibles en la superficie y el problema es, por ende, como dividir la producción del gas en la superficie observada, en volúmenes de gas liberado y gas disuelto a condiciones del yacimiento Debajo del punto de presión de burbuja hay una complicación adicional en que la solución de gas liberada viaja a una diferente velocidad que el petróleo líquido cuando ambos están sujetos a la misma presión diferencial. Como se mostrara la velocidad de flujo de un fluido en un medio poroso es inversamente proporcional a la viscosidad del fluido. Típicamente la viscosidad del gas en el yacimiento es alrededor de cincuenta veces más pequeña que el petróleo líquido y consecuentemente, el gas fluye a velocidades mucho más grandes. Como un resultado, es normal, cuando la producción de un yacimiento en el cual hay una saturación de gas libre, que el gas se producirá en cantidades desproporciónales en comparación comparación al petróleo. Esto es un barril de petróleo puede ser producido junto con un volumen de gas que exceda grandemente el volumen originalmente disuelto por barril de petróleo sobre la presión del punto de burbuja. Control en la relación de volúmenes de producción en la superficie al retirado del subsuelo. Se gana por la definición de los siguientes tres parámetros PVT, los cuales pueden ser medidos por experimentos de laboratorio realizados en muestras de petróleo del yacimiento mas ese originalmente gas disuelto Rs: la relación gas petróleo de solución, el cual es el numero de pies cúbicos estándar de gas el cual puede ser disuelto en un barril estándar de petróleo cuando ambos son llevados a las condiciones prevalecientes en el yacimiento de presión y temperatura.
βo: el factor volumétrico de formación de petróleo, es el volumen en barriles ocupados en el yacimiento a la presión y temperatura prevaleciente, por un barril estándar de petróleo más el gas disuelto βg: el factor volumétrico de formación del gas, el cual es el volumen en barriles que un pie cúbico estándar de gas puede ocupar como gas libre en yacimiento a las condiciones prevalecientes en el yacimiento de presión y temperatura Ambos el pie cúbico estándar, y el barril estándar, referente a las definiciones de arriba, están definidos a las condiciones estándar, las cuales en este texto son tomadas como 60 F a una atmosfera (14.7 lpca). Se debería también notar que el Rs y Bo son ambos medidos relativamente a un barril estándar de petróleo, la cual es la unidad básica de volumen usado en el campo. Todos los tres parámetros son funciones estrictamente de la presión, como se muestra, asumiendo que la temperatura de yacimiento permanece constante durante el agotamiento.
