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• Yadira Torres

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PROPIEDADES DEL GAS NATURAL REVISIÓN DE LOS CRITERIOS DE RELACIÓN GAS-ACEITE COMO INDICADORES CLAVE DEL TIPO DE FLUIDO DEL YACIMIENTO La tabla presentando los grados API y la producción inicial de gas-aceite (GOR) es la siguiente

Donde se hace un análisis que muestra que el decrece la producción de GORs en aceites negros y volátil al final del periodo de producción; esto debido por el incremento del factor de volumen del gas de formación al bajar la presión. Los gases retrógados por otra parte demuestran una producción constante de GOR cuando la presión esta por encima del punto de rocio En el caso del líquido se ve el cambio de grados API durante la producción debido a que por la diferencia de presiones los componentes menos pesados se liberan en gas y quedan los ms pesados además de los condesados que se mesclan con el aceite producido incrementando el API.

LA VISCOSIDAD DE GASES HIDROCARBUROS BAJO PRESIÓN

Determinar la viscosidad siempre ha sido uno de los valores mas importantes a obtener para conocer que tan fluido es nuestro fluido y como se debe actuar ante su comportamiento La viscosidad en regiones laminares se define como

Dónde w es el esfuerzo por área y la diferencial es el gradiente de velocidad perpendicular al área. La ecuación de Benedict, Webb y Rubin han sido aplicadas para predecir los efectos de la presión en la viscosidad del metano, nitrógeno y una mezcla de los dos, dándo como resultado

CORRELACIONES PARA LOS DATOS DE LA VISCOSIDAD DEL GAS La composición que se utilizo de los compuestos para las correlaciones son:

De dónde se tomaron los valores para las correlaciones en función de la presión pseudoreducida obtenida del trabajo de Comings,Mayland Y Egly

El uso de las dos gráficas nos predicen la viscosidad de mezclas de hidrocarburos complejas CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD A BAJAS PRESIONES Hening y Zipper propusieron la siguiente ecuación para componentes gaseosos mixtos

Obteniendo los siguientes resultados

PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA VISCOSIDAD DEL GASES NATURALES POR GRAVEDAD DE GASES 1. Determine la temperatura y presión pesudocrítica y corríjala con la de los gases CO2,N2 y H2S

2. Divida la presión entre la pseudocrítica para obtener la pseudoreducida, repita lo mismo para la temperatura 3. Obtener la viscosidad correspondiente en las siguientes gráficas

4. Obtener la viscosidad de gas en una atmosfera y convertirla a la viscosidad de gas absoluta, realice correciones.

LA VISCOSIDAD DEL GAS NATURAL La viscosidad experimental para gases naturales se presenta en temperaturas de 100 a 360 °F y presiones desde 100 a 8000 psia. La correlación de Starling y Ellington presenta resultados semiempiricos basado en los valores teóricos de Born y Green. La expresión es:

La ecuación sirve para hidrocarburos con viscosidad alta. Las muestras a continuación son del análisis presentado sobre los gases simples

En dónde graficando el ejemplo 4 se presenta:

MÉTODO MEJORADO PARA DETERMINAR LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DE LOS GASES RETRÓGADOS A continuación se presentan las correlaciones para calcular la nueva Gpa(gas producido) y la improvisada Veq(vapor equivalente en el primer separado) para 2 y 3 sistemas de separación La gravedad específica se calcula para 3 sistemas de separación

De dónde el Gpa y Veq se calculan

y

sustitulledo

Presentando Cragoe la siguiente correlacion:

Las correlaciones para el gas producido adicional y el vapor equivaente para 3 sistemas de separación son:

Que produce el modelo

CORRELACIONES DE PROPIEDADES PARA LOS FLUIDOS DE LOS YACIMIENTOS PROPIEDADES DEL ACEITE



Rsb



Pb



Bob



ρoR (condiciones del yacimiento)



Co



µo



PROPIEDADES DE LOS GASES Ecuación de compresibilidad de estado



Bg



Cg



µg



γgR



PROPIEDADES DEL AGUA Bw



ρw



Rsw



Cw



µw



Th(hidratación de la formación)

FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DE DOS FASES PARA GASES RETRÓGADOS

Una estimación para el factor de compresibilidad en dos fases puede realizarse cuando la concentración de C7+ inicial del gas es mayor o igual al 4% de molo la gravedad específica del gas en el pozo es mayor a 0.911

Comportamiento

Cuando la concentración de C7+ es menor al 4%mol o la gravedad específica del gas en el pozo es menor al 0.911 el factor de compresibilidad puede ser usado para graficar el balance de materia p/z

Las correlaciones también pueden ser usadas para CO2,H2S y N2

CARATERIZACIÓN DE FLUIDOS CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS DE YACIMIENTOS PETROLEROS. El comportamiento termodinámico de una muestra de hidrocarburos se puede utilizar para su clasificación, cada mezcla tendrá un diagrama de fases característico que es constante mientras sea constante la proporción de componentes de la mezcla YACIMIENTOS DE GAS SECO Los componentes no hidrocarburos son hallados en forma líquida. Durante 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. Características 

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.



Solo se puede extraer líquido por procesos criogénicos (temperaturas por debajo de 0°F) .



No se presenta condensación retrógrada.



Gas mayormente metano, mayor a 90%.

YACIMIENTOS DE GAS HUMEDO stos yacimientos son inicialmente encontrados con componentes de hidrocarburos en la fase gaseosa, como en los yacimientos de gas seco. Cuando la presión del yacimiento disminuye por la producción, el gas remanente en el yacimiento podría estar enteramente en una sola fase, sin sufrir condensación en la formación. Sin embargo, una porción de gas producida a través del pozo 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. Características 

En comparación con los gases secos, hay una mayor acumulación de componentes intermedios.



La relación gas – petróleo se encuentra entre 60 y 100 (MCP/BN)

YACIMIENTOS DE GAS Y CONDENSADO Una porción de gas domina el comportamiento de los hidrocarburos condensados más pesados y los almacena en el volumen poroso del yacimiento. Esto ocurre cuando la presión del yacimiento disminuye por debajo de la presión de rocío del yacimiento. La condensación puede ser significativa cercana al fondo del pozo debido a las variaciones de presión. El fenómeno está referido a una condensación retrógrada al evaporarse una sustancia pura, no condensada bajo la disminución de la presión. La temperatura prevalente en el yacimiento está por encima de la temperatura

cricondertérmica, la cual se define como la temperatura limite bajo la cual el fluido solo existe en forma gaseosa. La revaporización del condensado puede tomar lugar bajo ciertas condiciones cuando la presión del yacimiento se vuelve suficientemente baja. Sin embargo la revaporización esta inhibida como las características de la condensación y vaporización del yacimiento de hidrocarburos alternado de manera desfavorable. Los efectos adversos de la condensación retrograda resultan en la producción de gas pobre únicamente. El gas seco es reinyectado para mantener la presión del yacimiento por encima de la presión de rocío obteniendo así un recobro más efectivo. Características 

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. 

El condensado producido es de incoloro a amarillo.



Posee una gravedad °API entre 40° y 60°.



La relación gas – petróleo se encuentra entre 5.000 y 100.000 (PCN/BN).

PARÁMETROS DE CLASIFICACIÓN -

TEMPERATURA DEL YACIMIENTO. Depende la profundidad y el gradiente geotérmico PRESIÓN DEL YACIMIENTO. Depende de la profundidad y el gradiente hidráulico y de si

-

existen o no presiones anormales VOLUMEN DE ACEITE PRODUCIDO. Indicará el potencial de un pozo RELACIÓN GAS-ACEITE DE PRODUCCIÓN. Depende del tipo de fluidos en el yacimiento DENSIDAD DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS. Depende de su composición COLOR DEL LÍQUIDO PRODUCIDO EN EL TANQUE. Depende del tipo de fluido a tratar PRESENCIA O AUSENCIA DEL PUNTO DE BURBUJA O ROCIO. Depende de la

-

composición original de los fluidos en el yacimiento y la temperatura del mismo VARIACIÓN DEL PORCENTAJE DE LÍQUIDO. Depende de la composición de la mezcla de

-

HC y la cercanía de la temp. Del yacimiento a la crítica. RELACIÓN DE SOLUBILIDAD. Depende del tipo de fluido en el yacimiento y del método de

-

lab. Para obtenerla DENSIDAD Y VISCOSIDAD DEL LÍQUIDO Y GAS.

MÉTODODS DE LABORATORIO

Existen 3 procedimientos de lab. Para análisis PVT: convencional, a vol. Constante y de simulación de condiciones de separación en el campo. Separación flash

Separación diferencial convencional

Separación diferencial a vol. Constante

Caracterización de yacimientos

De los yacimientos de aceite y gas disuelto los más faciles de caraterizar so los de bajo encogimiento donde el gas liberado es considerado independiente del procedimiento para simular agotamiento del yacimiento.

MÉTODO PARA CARACTERIZAR LOS FLUIDOS DE YACIMIENTOS QUE PRESENTAN COMPOSICIÓN VARIABLE. En el presente artículo se estudió del cuidado que se debe de tener al caracterizar y ajustar un yacimiento con las ecuaciones de estado, en dónde se debe verificar un análisis PVT con ayuda del método de balance composicional puesto que tener valores de k consistentes no significa tener ajustado el fluido en sus propiedades ya características.

Para ajustar el comportamiento del fluido por ecuación de estado es necesaria una regresión noineal para un buen ajuste y caracterizar C7+ además es importante agrupar los pseudocomponentes para el ajuste final así se disminuye el tiempo de procesamiento de los mismos

Es conveniente agrupar los componentes finales en seudocomponentes para obtener el ajuste final y validar el ajuste comparando las propiedades del proceso de balance composicional con el obtenido por la ecuación de estado. Ecuaciones de estado de Coats para funciones de temperatura dependientes

Comparación de los resultados de la EDE con los procesos AVC. Se ajusta primeramente la presión de saturación(Pb), se predice posteriormente AVC en todas sus etapas. El ajuste del volumen del líquido en la celda(SL), moles extraidos del vapos(VSV)

Se minimiza una función objetivo

Una vez caracterizado se construye la envolvente de fases para visualizar la posición del punto crítico con respecto a la presión de saturación

El objetivo de usas seudocomponentes es disminuir el tiempo en la simulación. PASOS PARA PROCEDIMIENTO PROPUESTO A. B. C. D. E.

Se verifica el proceso de agotamiento a vol. Constante para ajustar EDE Se caracteriza adecuadamente C7+ con reglas de mezclado Se agrupan seudocomponentes finales Se usa le EDE para caracterizar el fluido y el comportamiento de fases . Alternativas para la predicción de presión de saturación ya que la EDE no la calcula adecuadamente a) Interacción binaria ente componentes b) Regresión no-lineal sobre diferentes variables de ajuste F. Termina el procedimiento anterior cuando se obtenga un ajuste apropieado elntre la EDE ajustada y las propiedades determinadas experimentalmente G. Se realiza otro esquema de agrupamiento diferente aumentando o disminuyendo el númeso de seudocomponentes Se permite la caracterización de aceite volátil y ligero como los de gas y condensado con condensación retrógrada

BIBLIOGRAFÍA

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