Caractersticas y Propiedades del Gas Natural y Sus origenes Clasificacin del Gas natural, segn su Origen Por su origen, el gas natural se clasifica en:a.- Gas Asociado:El Gas Asociadoes aquel que se encuentra en contacto y/o disueltoenelpetrleo delyacimiento En losyacimientos,generalmente,el gas natural asociadose encuentracomo gashmedo cido.Este gastienequese sometidoal procesodedeseparacingas- petrleo, parapoder ser tratadoy utilizado. El gas asociado es un gas natural que se ha extrado de los yacimientos junto con el petrleo, partiendo del postulado que donde hay petrleo, hay gas. Ms del 90% de las reservas de gas natural es de gas asociado. Se considera que en los yacimientos se forman capas de gas. b.-Gas NoAsociado:El gas no asociado, es aquel que seencuentra en yacimientos que no contienen crudo, a las condiciones de presin y temperatura originales. Este gas puede hallarse como hmedo cido, hmedo dulce o seco. Este gas, puede ser tratado y distribuido sin necesidad del proceso de separacin. El gas natural no asociado.es un gas que solo esta unido con agua en yacimientos de gas seco. El gas esta compuesto principalmente por metano (C1), compuesto que alcanza una concentracin porcentual mayor a 90%, con pequeas cantidades de pentanos y compuestos ms pesados (C5+90%), el gas por lo general, tiene pequeas cantidades de pentano (C5) y componente ms pesado (C+560. El trmino Gas Hmedo no esta relacionado con el contenido de agua, sino con la capacidad de producir hidrocarburos lquidos. Es de suponer que los gases hmedos tienen un mayor porcentaje de componentes intermedios ypesados quelosgasessecos, es por elloquesiemprehay quetener un conocimiento de estos yacimientos: La temperatura de estos yacimientos es 1515mayor que la cricondentrmica delgas hmedo. En la figura 15 se presenta un diagrama de fases Presin- Temperatura para un yacimiento de Gas Hmedo. Figura 15 Diagrama de Fases P-T para un Yacimiento de Gas HmedoEn la figura 15 se puede observar que la temperatura del yacimiento es menor que la temperatura crtica, pero en el proceso de separacin Gas- Petrleo, la temperatura del fluido alcanza la regin bifsicad.- Yacimientos de Condensado. Aqu los hidrocarburos estn en estado gaseoso, por caractersticas especficas de presin, temperatura y composicin. El gasestamezcladoconotroshidrocarburoslquidos. Durantelaproduccindel yacimiento, la presin disminuye y permite que elgas se condense en petrleo lquido, elcualalunirse en forma de pelcula a las paredes de los poros queda atrapado y nopuede serextrado.Estopuede evitarse inyectandogas a fin de mantener lapresindel yacimiento, loquerepresentaunadelasprincipales bondades delgasnatural, ya que en losyacimientosesnecesario mantener la presin para evitar problemas operacionales, que pueden implicar elevados costos.La produccin de los yacimientos de gas condensado se puede considerar una fase intermedia entre la fase de petrleo y la fase de gas o vapor. Aunque, se debe tener muy en cuenta,quela produccindecondensados degas,es casi todo gas, delcualse condensalquido enlos separadores de superficie. Todo, estoconllevaa que un yacimiento de condensado de gas se pueda definir Como aquellosyacimientosqueproducenlquidosdecolor plidosoincoloros, con 1616gravedades API mayores a 45 grados y razones gas- petrleo (RGP) con valores en un intervalo de 5000 a 100000 (PCN/BN)Un yacimiento de condensado de Gas se puede definir, como un yacimiento de gas natural y lquido, con una mayor proporcin de gas. El condensado aparece cuandoel gas es extradodel pozo, ysutemperaturaypresincambianlo suficiente para que parte del mismo se convierta en petrleo lquido. Cuando se habla de condensado puede referirse a cualquier mezcla de hidrocarburo relativamente ligeros que permanecen lquidos a temperatura y presin normales. Tendrn algunas cantidades de propano (C3) y butano (C4) disueltos en el condensado. A diferencia del petrleo crudo, tienen poca o ninguna cantidad de hidrocarburospesadosdelosqueconstituyenel combustiblepesado. Haytres fuentes principales decondensados:a.-Loshidrocarburoslquidosqueseseparancuandoel gascrudoestratado. Este condensado tpicamente consiste de pentano (C5) a octano (C8)b.- Los hidrocarburoslquidos provenientes del gas no asociado que se recuperan en la superficie.c.- Los hidrocarburos lquidos que provienen del yacimiento de gas- condensadoEstos pueden ser apenas distinguibles de un crudo ligero estabilizadoSe puede sealar tambin que un Condensado es un lquido producido por efectos de la condensacin. Puede tratarsede hidrocarburos en estado lquido, agua o ambos. Se forma por condensacin de los vapores del gas.Especficamente se refiere a los hidrocarburos lquidos que se condensan del gas naturalcomo consecuencia de los cambios de presin y temperatura cuando el gas del yacimiento se lleva a condiciones de superficie, como tambin puede ser un lquido que se condensa en las calderas de agua, lo que indica que el trmino condensado esta involucrado con varios procesos.En trminos generales un condensado esta constituidos por proporciones variadas de propano, butano, pentano y compuestos ms pesados (C3; C4 ;C5y C5+) los cuales tienen nada o muy poco de metano y etano(C1 y C2). El reservorio de Gas Condensado, se refiere al reservorio donde existe gas y condensado, pero en una sola fase homognea, por lo general en fase gaseosa. Cuando el fluido sale del reservorio y la presin se reduce por debajo de su nivel crtico, entonces aparece la fase lquida.Los reservoriosqueproducen condensados en esta formason cuidadosamente controladosparareciclar algodegasdespus, queel condensadohayasido separado, porquedeotromodopuedeocurrir condensacinretrgradaenel reservorio.Enconclusinel gas condensado sedefine como un gas con lquido disuelto. El contenido de metano es mayor al60% (C1>60%, mientras que elcontenido de 1717heptanoyfraccionesmspesadasdebendeser mayoresal 12,5%Aqu la mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presin y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de roco La temperatura delyacimiento tieneunvalorentrela temperatura crtica y la cricondentrmica de la mezcla. l gas presenta condensacin retrgrada durante el agotamiento isotrmico de presin. Ensucaminohaciael tanque dealmacenamiento, el gascondensado sufre una fuerte reduccin de presin y temperatura penetrando rpidamente en la reginde2fases. Enlafigura16sepresentaundiagramadefasespresin- temperatura (P-T), para un yacimiento de Gas Condensado.En diagrama de fases de la figura 15 indica que las lneas envolventes que se encuentran antes de alcanzar el punto crtico estn conformada sola por la fase lquida (100% lquido). La condicin inicial esta conformada por la fase de vapor, este punto si cambia en la presin a temperatura constante, el fluido sigue estando en la fase monofsica, lo cual para el caso de los hidrocarburos, puede ser lquida, gaseoso o vapor.Figura 16 Diagrama de Fases P-T para un yacimiento de Gas Condensado1818Estudio Composicional de la mezcla La composicin de una muestra de gases es, probablemente, el parmetro ms importante de la misma. Esta caracterstica es el resultado de la facilidad con que pueden estimarse las distintas propiedades de un gas a partir de su composicin, ya sea mediante correlaciones, ecuaciones de estado o clculo de propiedades aditivas. Cuando se conoce la composicin una mezcla de gases es posible obtener los siguientes parmetros con razonable exactitud(Densidad; Viscosidad.; PoderCalorfico; PresindeRoco. etc.). Por estaraznes muy importantequelos sistemas deanlisis degases estn adecuadamente calibrados. En general la herramienta estndar para determinar la composicin de una mezcla gaseosa es la cromatografa de gases.ComportamientovolumtricoacomposicinconstanteEl cromatogramade una mezcla de gases proporciona la composicin individual de todos los componentes mayoritarios de la mezcla. Las propiedades de los gases son bsicamente aditivas. En otras palabras, las propiedades de la mezcla son calculables a partir de las propiedades de los componentes individuales En el caso demezclaslquidasdehidrocarburos, lasdoscondicionesmencionadasnose cumplenoslolohacenparcialmente. Loquesignifica, quenosiemprelos resultados obtenidos son lo que se espera encontrar, segn lo indican los estimados, determinados por diversas metodologas, y que en algunos casos son de gran importancia.El sistema cromatogrfico convencional retiene componentes "pesados" tales como parafinas de elevado peso molecular, resinas, asfaltenos, etc. Estos componentes, presentes en todos los Petrleos Negros, suelen representar una fraccin particularmente importante en los petrleos con menos de 40 API Muchas de las propiedades de las mezclas lquidas (y en especialla viscosidad) no son propiedades aditivas. Es necesario hacer resaltar que los resultados del anlisis cromatogrfico se expresan como porcentaje molar y no como fraccin en peso, que es la forma en que se recoge la informacin cromatogrfica con el detector de llama (DLL) La fraccin ( )+20C denominada (Eicosanos y Superiores)incluye componentes que no fueron analizados cromatogrficamente.Siempre se debe de tener en cuenta que el anlisis cromatogrfico arroja valores proporcionales a la masa de los componentes que integran la muestra. De este modo, al finalizar la cromatografa, la informacin bsica disponible es una tabla con cerca de 500 valores correspondientes a otros tantos componentes individuales con su contribucin a la mezcla bajo la forma de fraccin o porcentaje en masa del total analizado.Comportamiento volumtrico y composicional a volumen Constante de reservorio y presin decreciente. Los valores que se registran en un proceso de depletacin sin produccin, son de utilidad para permitir el ajuste de las ecuaciones de estado que se utilizan en los simuladores. El comportamiento del sistema en condiciones diferentes a las medidas experimentalmente El estudio a VolumenConstanterepresentael comportamientoesperableparael fluidoen 1919estudio durantela depletacinasociada a la produccindelreservorio. Eneste caso elproceso esadecuadamente representativo pues, al igualque lo que se espera que ocurra en el reservorio, el lquido retrgrado no es producido, sino que permanece en la celda (PVT). Determinacindel Gas enel Yacimientopor el MtodoVolumtrico. El volumen normal de gas en un yacimiento, en pies cbicos normales o estndares (PCN), con un volumen poroso disponible para gas igual a (VG) pies cbicos no es otracosaquelarelacin: (BGxVG), endonde(BG)seexpresaen(PCN/PCY). Pero, en vista que (BG) vara con la presin, bajo condiciones isotrmicas, luego el gasenel yacimientotambincambiaamedidaquelapresindisminuye, y seguramente el volumen poroso disponible para gas (VG), tambin pueda cambiar, y el cambio sera fundamentalmente, debido a la intrusin del agua en el yacimiento(estaesel aguaqueentraalazonade petrleodeunyacimiento, proveniente de formaciones que rodean el yacimiento denominadas acuferos) la intrusindeagua. Tambinsedebehacer notar que(VG), serelacionaconel volumentotal obruto(VB) del yacimientopor laporosidadpromedio( ) yla saturacin promedio de agua connata (SW). El volumen total o bruto del yacimiento (VB ) se expresa en (acres- pies), y el volumen del gas original en sitio (GOES) se calcula mediante las siguientes ecuaciones:GOES =43560 xVB x(1- SW )x BG(249)En donde: (GOES)= volumen del gas original en el sitio en( )3pie ;(VB)= volumen total del yacimiento en (acre-pie); ( )= porosidad promedio en (%) ;(SW)= saturacin promedio del agua connata en (%) y (BG)= factor volumtrico del gas en (PCN/PCY), el hecho que este factor sea determinado a la presin de 14,7 lpca y 60 F de temperatura, trae como consecuencia que el GOES, quede expresado en estasmismosvaloresdepresinytemperaturaqueseconsiderancondiciones operacionales de presin y temperatura para elestudio de los componentes del yacimiento.Reservas de los Yacimientos de Gas: La reservason los volmenes de hidrocarburos que, de acuerdo a la informacin geolgica y de ingeniera disponible, presenta alta probabilidad (90%) de ser recuperados bajo condiciones econmicas y de abandono de las preestablecidas.En este, casose presenta el clculodelasreservaspor losmtodosvolumtricosydeclinacindepresin (balance de materiales), y con lo cual queda:Mtodo Volumtrico para Yacimientos de Gas Seco. En este caso la reserva se determina por la frmula:Reservas de Gas = GOES x FR (250)Donde(FR) esel factor derecobroquerepresentalafraccindel GOESque puede extraerse (o que se ha extrado) de un yacimiento. Para yacimientos recin 2020descubiertos, se usa un FR anlogo de yacimientos similares a los descubiertos. Se recomienda:Yacimientos volumtricos (cerrados): FR = 0,8"0,9 (251)Yacimientos con empuje moderado de agua: FR = 0,7"0,8 (252)Yacimientos con empuje activo de agua: FR = 0,5"0,6 (253)Estos valores son debido a que el gas atrapado por el agua le resta efectividad alempuje hidrulico.Mtodo de Declinacin de Presin (P/Z) Para Yacimientos de Gas Seco:En caso se tiene:) 1 (GGZPZPPGiiG

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(254)Donde: ( )1P eslapresininicial del yacimientoenlpca; (P)eslapresindel yacimiento luego de producir un volumen de gas( )PGdado, en lpca; ( )GiZ Factor decompresibilidaddel gasalapresininicial ytemperaturadelaformacin, adimensional;( )GZFactor de compresibilidad del gas a la presin (P) y temperatura de Formacin; (G)equivale al GOES en (PCN);( )PGes el gas Producido y acumulado a una presin (P) en (PCN).Mtodo Volumtrico para Yacimientos de Gas Hmedo: En este la reserva de gas es:Reservas de Gas = GGOESxFR(255)Reservas de Lquido =LCOESxFR(256)Debido a que la composicin del gas hmedo no cambia durante el agotamiento de presin, la (RGL) permanece constante y se cumple:FR FR FRL G (257)Donde (FR) tiene los mismos valores del caso de yacimientos de gas seco.Mtodo de Declinacin de Presin (P/Z) en Yacimientos de Gas Hmedo Para yacimientos de gas hmedo se tiene:GGZPZPPtGHiiGH 1(258)2121Donde: (G) = (GHOES)= Gas Hmedo Original en Sitio en (PCN);( )PtG= Produccin total acumulada de fluido (gas del separador, hidrocarburos lquidos y agua) equivalenteengas en(PCN). Esteparmetrosedetermina, segnlo siguiente:wP wLL LPsep PtMWMxNG PCN G 132800 132800 ) ( + + (259)Donde: ( )PsepG = Gas del separador;( )L = gravedad especfica del lquido;( )LN= Produccin acumulada de hidrocarburos lquido en BN: ( )LM = peso molecular del lquido;( )w= gravedad especfica del agua; ( )PW = Agua producida y acumuladaenBN;( )wM=pesomolecular del aguaen(lb/lbmol), estaunidad indica que se esta trabajando en el Sistema britnico de Unidades.Para determinar la Reservas del Gas y Lquido se utiliza lo siguiente:18 / / 132800w L L LPtabLabRAL M RGGN + +(260)Res. Lquido = Res. Gas = PabG Gpab = LabRGLxN(261)Donde: (RGL) y (RAL) es la relacin gas- lquido en (PCN/BN) y agua lquida en(BNA/BN), la cual permanece constante durante la explotacin del yacimiento. El agua que produce un yacimiento volumtrico de gas se considera que provine de la condensacin del vapor de agua que satura e gas en el yacimientoFactores que Influyen en el Mtodo Volumtrico El mtodo volumtrico de gas fundamenta sus apreciaciones en mapas de subsuelo e ispacos, construidos con informacinobtenidaderegistroselctricos, pruebasdencleos, ypruebasde formacin y produccin. El ingeniero de yacimiento emplea todo estos datos, con el objetivodedeterminar el volumenproductor total del yacimiento. Cuandola formacinesuniformeyselograinformacinadecuadadelospozos, el error cometido en el clculo del volumen neto del yacimiento no debe exceder en ms de unas pocas unidades. En caso contrario el error puede ser alto, y desde luego traera errores en el clculo del GOES y otros parmetros de importancia para los yacimientos volumtricos de gas. Luego el error cometido en la determinacin del GOES se relaciona fundamentalmente con:a.- Mtodos para medir porosidad. Los mtodos de laboratorio utilizados para determinar porosidad incluyen la Ley de Boyle, saturacin con agua, saturacin con lquidos orgnicos, anlisis de ncleos, registros elctricos y de neutrn. La verdadesqueenladeterminacindeesteparmetrojuegaungranpapel el laboratorio que realice las determinaciones. La precisin y exactitud del valor de porosidad determinado por el mtodo de anlisis de ncleos, por ejemplo depende 2222de la calidad, cantidad y uniformidad de los datos tomados. Los mtodos elctricos tienenlaventajaquepromedianvolmenesgrandesderocas. Pero, hayque tomar en cuenta que para evitar problemas en la utilizacin del dato de porosidad espreferibleutilizar suvalor promedio, tomadodelamismaformacomose determina la presin promedio.En realidad, la medicin de la porosidad, tal como, involucra principios fsicos muy simples, nodebera, entonceshaber conflictos, ensudeterminacin, ysi los laboratorios utilizan los mismos principios, se espera, luego que no se presenten grandes diferencias en la obtencin de los valores de la porosidad. Los mayores conflictos,enlos datos obtenidos, se relacionancon muestras no consolidas,y cuando se trata de trasladar el valor medido por un laboratorio al reservorio.Laporosidadse define como el porcentaje del volumen totalde una roca constituido por espacios vacos. Es necesario que el estudiante de petrleo tenga bien claro este concepto. La porosidad efectiva es el volumen total de los espacios porosos interconectados de manera que permitan elpaso delfluido a travs de ellos. En los yacimientos volumtricos de gas, el volumen ocupado por los hidrocarburospermanecenconstantedurantelaexplotacindel yacimiento, es decir no hay acuferos asociados. El volumen poroso estar ocupado por partes de gas y agua connata, segn lo siguiente:VP= VPG + VPW(271)En donde: (VP)= volumen de poros delyacimiento; (VPG)= volumen de poros del gas y (VPW)=volumen de poros del agua connata

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+ PPWPPGVVVV1(272)Pero: GPPGSVV

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(273)WPPWSVV

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(274)Luego la ecuacin (271) queda: 1=SG + SW(275)SWes constante, luego: SG =1-SW (276)GiPBVGOES (277)Resolviendo para (VG) y (BG) queda:2323GiW BGiG BGiGBS x x xVBxS x pie acre xVBVGOES) 1 ( 43560 ) ( 43560 (278)En este caso el GOES queda expresado en (PCN)b.- Mtodos paramedir el agua connata. El aguaexistenteenlas zonas gasferas y petrolferas de un yacimiento por encima de la zona de transicin se denomina agua innata o connata o intersticial. Esta agua es de gran importancia, en vista que reduce el volumen del especio poroso disponible para la acumulacin dehidrocarburos, adems, tambinafectalacapacidadderecuperacindelos yacimientos sean estos de petrleo, gas y petrleo o de gas en cualquier caso sern influenciados.El aguaconnatanoseencuentradistribuidaenformauniformeatravsdel yacimiento, sino que vara con la litologa y permeabilidad. El mtodo de Schilthuis que mide directamente la saturacin de agua connata a travs de la obtencin de ncleos, queseformanpor laformacinproductoraconlododeperforacin basndose en petrleo, y la posterior obtencin delagua de saturacin connata por la correlacin con la permeabilidad absoluta, su precisin y exactitud depende tambin de la calidad y cantidad de los datos tomados.Factores que Influyen en el Volumen de Agua de Formacin:El volumen de las aguas de formacin es afectado por la temperatura, la presin y la cantidad de gas en solucin. La compresibilidad del agua de formacin o agua innata, tambin contribuye en un alto porcentaje en algunos casos a la produccin de yacimientos volumtricos por encima del punto de burbujeo, adems contribuye en gran parte a la intrusin de agua en yacimientos de empuje hidrostticoLapermeabilidades la conductividadde uncuerpo poroso alos fluidos o capacidaddelosfluidosparadesplazarseentrelosespaciosqueconectanlos porosdeunamasaporosa. Entrminosgenerales, sepuedesealar quela permeabilidadimplicaladeterminacindelacapacidaddeconduccindeun determinado fluido. Aunque estrictamente hablando lo nico que puede en un caso real es la capacidad de inyeccin o de produccin de un determinado fluido. Sin, embargo la Ley de Darcy establece, que los procesos de inyeccin, conduccin y produccin, son propiedades que si es posible determinar uno de ellos, luego las otras se puede medir en funcin de la propiedad medida. Luego, lo hay duda que la permeabilidad es la medida de la capacidad de conducir fluidos. Nadie piensa quelapermeabilidaddeunsistemadependedesucapacidaddeadmitir o expulsar fluidos.Permeabilidad Relativa:La permeabilidad relativa es un parmetro, que por lo general sedeterminaencondicionesdelaboratorio, yenesecasoexpresala relacin funcional entre la saturacin de fases y la capacidad de un medio poroso para conducir dichas fases, cuando las fuerzas dominantes delproceso son las 2424fuerzas viscosas. Bajo, de estas fuerzas las fases tienden a moverse preferentemente por los canales porales de mayor dimetro, y esta saturacin se presentaenzonas dealtocaudal, dondeel gradientedepresindinmicas superanampliamentelaspresionescapilaresdel sistema. Tambinsetienela permeabilidadefectiva, ysedefinecomolamedidadelahabilidaddeunsolo fluido para fluir a travs de una roca cuando otro fluido esta presente en el espacio poroso.Es la medida de la habilidad de un solo fluido para fluir a travs de una roca cuando otro fluido est presente en el espacio poroso. Es as, por ejemplo como existen reservorios de gas de baja permeabilidad.ReservoriosGasiferosLosreservoriosgasferosdemuybajapermeabilidad presentan un conjunto de caractersticas propias que los diferencias de los que suelen llamarse "reservorios convencionales"(pese a todas las precauciones con quedebeemplearseestetrmino). Comoconsecuencia, tantodelaetapade muestreo y recoleccin de datos, como la de traslado de mediciones de laboratorio a escala de reservorio deben hacerse dejando de lado algunos conceptos "tradicionales".Algunas de las propiedades que suelen presentarse, y hacen diferentes a estos reservorios, son las siguientes:(Muy baja porosidad; Sistemas de doble porosidad; Dificultad en la evaluacin de la saturacin de agua en la matriz arenosa.; Permeabilidades relativas dominadas por fuerzas capilares.; Frecuente sobre -presurizacin. Dificultad de evaluacin de las reservas. Y Caudales de produccin cercanos al lmite econmico de las explotaciones. Todo esto provoca que haya querealizar estudiosdelaboratorioydespuscomprobarloencondicionesde campo, para determinar su aplicabilidad. c.- Mtodos para determinar la presin promedio. Uno de los grandes problemas,que setieneen el mtodovolumtrico,escomoobtenerlapresin promedio con una alta precisin y exactitud. Es por ello, que siempre es necesario realizar o utilizar varios mtodos, que permitan determina la presin promedio, con cierto grado de precisin y exactitud, de la forma que el Mtodo Volumtrico, tenga una utilidad prctica, bien definida. , ya que la presin promedio de un yacimiento, puede determinarse, como una presin promedio por pozo, presin promedio por unidaddesuperficieounapresinpromediopor unidadvolumtricaEstoda origenalassiguientesecuaciones, quesirvenparadeterminar lapresinen longitud, rea y volumen, por lo tanto existe la posibilidad de definir claramente la ecuacin a utilizar:niiPnPP1(279)niinii iPAxA PP11(280)2525nii inii i iPxh Axh xA PP11(281)Donde(PP)=presinpromedio. Laecuacin(279) eslapresinpromediopor pozo, en este caso (n) representa el nmero de pozos. La ecuacin (280) representaalapresinpromediopor unidaddesuperficieenestecaso(n) representa el nmero de unidades de yacimientos involucrados en el clculo. La ecuacin (281) se refiere a la presin promedio por unidad volumtrica En este caso (n) tambin representa el nmero de unidades involucradas en la determinacin. Para elcaso de encontrar hidrocarburos. La ecuacin de mayor importancia es la ecuacin (281). Aunque, cuando los gradientes depresin son pequeos las ecuaciones (279 y 280) se acercan bastante a la ecuacin (281). Estas tres ecuaciones son de gran importancia, para los clculos de los reservorios degas, ya que la precisiny exactituddel valor dela presin, promedio, influye en la determinacin del factor de compresibilidad.BalanceMolar enYacimientosdeGasEstemtodosepuedeutilizar para determinar la cantidad de gas inicial en el un pozo, cuando por alguna razn no se tienen datos de parmetros, como saturacin de agua, porosidad, parmetros, que desde luego definen una serie de procesos, de gran importancia para la industria del gas natural, e hidrocarburos en general.La ecuacin de balance de materiales en un yacimiento de gas bajo el efecto de empuje de agua. Se representa por la siguiente ecuacin:Produccin de Gas =Expansin +Influjo de Agua- Produccin de Agua (296)Laecuacin(296)representael MtodoparaDeterminarel GasenSitioenel Yacimiento, donde Existe Empuje por Agua, que desde luego hay que tener en cuenta para el clculo de la reserva.Enpginasanterioressecalculel gasinicial enel yacimientoenbaseauna unidad(1acre-pie) devolumentotal derocaproductoraapartir devalores conocidos de porosidad y saturacin de agua innata. Para calcular el gas inicial en el yacimiento existente en determinada seccin o parte del yacimiento fue necesarioconocer, adems delaporosidady saturacindeaguainnata, el volumen total de roca de la seccin.Enmuchoscasos, sinembargo, noseconoceconsuficienteexactitudunoo variosdeestosfactoresy, por tanto, losmtodosdescritosanteriormenteno pueden usarse. En este caso, para calcular el gas inicial en el yacimiento, se debe usar el mtodo de balance de materiales; sin embargo, este mtodo se aplica slo para la totalidad del yacimiento, por la migracin de gas de una parte del yacimiento a otra, tanto en yacimientos volumtricos como en aquellos de empuje hidrulico. Antes de proceder con el estudio del balance de materiales, es 2626necesario saber las condiciones bajolas cuales se aplica. Las suposiciones hechas son:a.- Volumenporosohomogneo. El espacioporososeencuentrainicialmente ocupado por gas y agua innata.b.- Distribucin uniforme de la presin. El gas a P promedio del yacimiento.c.- La composicin del gas permanece constante. Se considera Rsw = 0, Bw = 1.d.- Yacimiento Isotrmico, T = cte. e.- No hay direccin para el flujo de fluidos.La expansin del agua innata o de la roca del yacimiento se asume despreciable. Laconservacindelamateriaaplicadaayacimientosdegasdael siguiente balance de materiales. La cuantificacin del balance de materiales es un proceso de gran importancia, ya que con ello se puede evaluar la eficiencia, de un proceso al que haya sido sometido el gas natural y/o sus derivados, por lo tanto se puede realizar unaevaluacindelaefectividaddecadaunodelosfluidos, quese obtienen en ese yacimiento, sea cual sean los fluidos que el mismo contiene, tanto en el fondo del pozo como en superficie.Masa de Gas= Masa de gas inicialmente- Masa de Gas Remanente (297)Producido en el Yacimiento en el YacimientoTambinsepuedehacer el balanceconuncompuestodefinido, por ejemplo metano. Cuando la composicin de la produccin es constante, los pies cbicos normales producidos y remanentes en el yacimiento son directamente proporcionales a sus masas y, por tanto, se puede efectuar el siguiente balance de materiales en trminos de pies cbicos normales:PCN producido= PCN inicialmente- PCN Remanente (298)del yacimiento en el yacimientoen el yacimientoQuizsunadelasdesventajasdel balancedematerial esquesolosepuede aplicar ala totalidad del yacimiento, esto se debe fundamentalmente a la migracin de gas de una parte del yacimiento a otra. Luego para un yacimiento cualquiera se tiene en trminos demoles de gas. La ecuacin de la conservacin de la materia aplicada a yacimientos de gas conlleva a la siguiente ecuacin:GRY GIY GPm m m (299)Donde:( )GPm=masade gas producidoenelyacimiento;( )GIYm= masa de gas inicialen elyacimiento y ( )GRYm= masa de gas remanente en elyacimiento. El balance se puede realizar tambin en trminos de volumen, con lo cual queda un volumen que representa lo siguiente:2727VGP=VGIY-VGRY (300)Enestecaso(VGP) esel volumentotal degasenel yacimiento;(VGIY) esel volumen inicial de gas en el yacimiento y (VGRY) corresponde al volumen remanente de gas en el yacimiento: Elbalance se puede realizar en trminos del nmero de moles, y la ecuacin es una que relaciona al nmero d emoles totales, con los moles iniciales y finales del proceso, y la ecuacin queda estabelcida de la siguiente forma;nP = ni- nf(301)Donde: (nP)= nmero de moles producidos; (ni)= nmero de moles iniciales, y (nf)= nmerodemoles finales. El trminofinal denotaunaetapaposterior de produccin y no necesariamente significa abandono. Si (Vi) es el volumen poroso inicial disponible para gas en (pie3). Y si a una presin final (PF ) entran(WE ) PC de agua alyacimiento y se producen (WP) pie3de agua , luego elvolumen final (VF) (disponible para gas despus de producir (GP) PCN de gas es:VF =Vi - We +BWWP (302)Donde: (VF)= volumen final en (PCN) ;(Vi)=volumen poroso inicial disponible para gas en el yacimiento en (PC); (We)= cantidad de agua que entran al yacimiento en (pie3); (BW) = factor volumtrico de agua en barriles de agua en el yacimiento por barriles de agua en la superficie (BY/BS(y (WP) volumen de agua producida en piescbicodeagua. Tantoel (VF), comoel (Vi) sonlosvolmenesporosos disponibles para, lo que significa que no incluyen el agua connata. Los trminos de la ecuacin (116), pueden ser reemplazados, para ello se necesita utilizar la ley de los gases: ( )xT ZW B W V PxT ZxV PTxP GfP W E i Fii iCECE P+ + (303)La ecuacin (303) corresponde a la ecuacin generalizada de balance de materiales, para yacimientos de gas, donde( )PG es el volumen de gas producido en pies cbicos normales a presin y temperaturas normales, lo queindica que elVolumensedeterminaa( )CN CN T P ;.El(GP), tambinse denominaproduccin cumulativa; (PCE)= presin estndar o normal;(TCE)=a temperatura en condiciones estndar o normal. Los yacimientos volumtricos carecen de intrusin de agua, y cuandolaproducesuvolumenestanpequeoqueseconvierteenvolumen despreciable. Luego la ecuacin (303), queda:xT Z xV PxT ZxV PTxP Gff fii iCECE P (304)2828Si se esta trabajando en el Sistema Britnico de Unidades, entonces:(PCN=14,73 lpca)y (TCN=520 R). Adems (Pi,Viy Zi) son valores fijos enyacimientos volumtricos. Luegosi segrafican(GP) contra(P/Z). Luegosustentadoenesa grfica la ecuacin (304) se convierte en la siguiente expresin matemtica, vlida para los yacimientos de gas, que en este caso tendra que se un yacimento de gas seco o pobre:

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ffPZPm b G(305)( )( ) 1]1

xT xZ PxT xV Pbi CECE i i(306)( )1]1

xT P xT VmCECE i((307)La ecuacin (305) indica que para un yacimiento volumtrico de gas, al graficar la produccin cumulativa de gas (GP) en (PCN) contra la relacin presin factor de compresibilidad(P/Z), se obtieneunalnearecta conpendientenegativa.(m)e intercepto (b). La lnea recta que se obtiene, podra extrapolarse a presin cero para determinar el gas inicial en el yacimiento, o el volumen de gas del yacimiento a la presin de abandono de (P/Z) para determinar la reserva inicial. Todo esto se muestra en la figura 18Figura 18 Produccin cumulativa contra la relacin P/ZEn la figura 18 se puede observar, que las lneas trazadas no son totalmente lineales, ydependende los mximos y mnimos dela presin deoperacinLa caracterizacindeyacimientosvolumtricosdegas, apartir delaecuacinde balance de materiales se puede escribir en trminos de nmero de mole, dando pasoal balancedemateriales, enfuncindelosmolesinicialesyfinalesdel proceso en referencia, lo que permite realizar una evaluacin de la cantidad de 2929molesal inicioyal final del proceso, yconelloestablecer unbalancedelos materiales en funcin al nmero de moles.ni = nP + nf; reemplazando (308)YG PYG iiZxRxTPxV GZxRxTxV Pn + 6 , 379(309)YWi B PYWi B iZxRxTS x xV Px GZxRxTS x xV x P ) 1 ( 435606 , 379) 1 ( 43560 + (310)Multiplicando la ecuacin (310) por (R TY ) y dividiendo por 43560VB (1-SW i) se obtiene:[ ] ZPS x xVxG RxTZPWi BP Yii+) 1 ( ) 43560 )( 6 , 379 ( (311)[ ] ) 1 ( ) 43560 )( 6 , 379 (Wi BP YiiS x xVxG RxTZPZP (312)En este caso la pendiente de (GP) contra (P/Z) sera[ ] ) 1 ( ) 43560 )( 6 , 379 (Wi BYS x xVRxTm(313)En estas ecuaciones (TY) corresponde a la temperatura del yacimiento.MtododeDeclinacindePresin(P/Z)Generalmente, cuandosetratade evaluar cuantitativamente el comportamiento de un yacimiento de gas, se toman mediciones precisas y frecuentes de la presin y de la produccin. La recoleccin de esta informacin facilita la preparacin de un grfico de los valores (P/Z) versus (PG) (figura 18). Si se obtiene una lnea recta, se puede concluir, que el yacimiento es volumtrico. Inclusive, se puede proceder a la extrapolacin de la recta obtenida para determinar la totalidad del gas inicial en sitio en el yacimiento( )iGSila lnea obtenida no es recta y muestra una pendiente decreciente, esto indica que elyacimiento no es volumtrico sino que, adems de la energa que posee como resultado de su compresibilidad, tiene una entrada de energa adicional al volumen de control, y la procedencia de esta energa es atribuible al empujedeunacufero. Desdeluegolacadadepresin, comomtodopara evaluar el caudal de gas de un yacimiento es diferente para cada yacimiento de gas, por lo tanto es necesario tener muy en cuenta, este postulado de tal forma de poder analizar cadaunodelosyacimientosdegas, queseestaestudiandoy 3030analizando para poder cuantificar el caudal verdadero de cada uno de ellos en un determinado sitio: a.-Para Yacimientos de Gas Seco En se caso se representa, segn lo siguiente:GGZPZPPtGiiG 1(316)Donde:( )iP= Presin inicialdelyacimiento en lpca; (P)= presin de yacimiento luegodeproducir unvolumendegas ( )PG dadoenlpca;( )GiZ=Factor de compresibilidad del gas a la presin inicial y a la temperatura de formacin; ( )GZ= Factor de compresibilidad del gas a la presin (P) y temperatura de la formacin; ( )PtG=Producido total acumuladodel fluido de gas (del separador, hidrocarburos lquidos, y agua equivalente el gas en PCN y (G) = GOES en PCNEn la figura 18 se presentala produccin acumulada de gas en el yacimiento en PCN, como una funcin de (P/Z). La figura 18 se utiliza para evaluar la declinacin de presin de unyacimientodegasseco, aunquetambinlagrficasepuedeutilizar para cuantificar la cantidad de gas en pies cbicos normales (PCN), que tendra en una disponibilidad el yacimiento de gas secoLa figura 18 se sustenta en la disminucin de presin que ocurre en el yacimiento a medida que se extrae parte del gas, desde luego a medida que se extrae el gas desde el yacimiento tiene que comenzar una disminucin de la presin del mismo, hastaalcanzar lapresindeabandono, quevieneaselapresin, cuandoel yacimiento dejadeproducir. Este mtodonoseaplicacuandoexisteenel yacimiento empuje por agua, los cuales son bien comunes, ya que casi siempre los yacimientos contienen grandes cantidades de agua, los cuales, desde luego hay que tener en cuenta, para elclculo de reservorios de hidrocarburos, sean lquidos o gaseosos.Procedimientoparaladeterminacindeladeclinacindepresin: Parael caso de los yacimientos de gas seco, se recomienda el siguiente procedimiento: Determinar losfactoresdecompresibilidaddel gasalasdiferentespresiones disponibles.; Graficar( )GZ P/ contra( )PG P/Zg vs Gp. Interpolar una lnea recta a travs delos puntos.Extrapolar una lnearecta hasta ( )GZ P/= 0. El puntode corte sobre el eje horizontalrepresenta elgas originalen sitio (GOES) como se ilustra en la figura 19.Figura 19 Curvade (P/Z) en funcin de la produccin Acumulada del Gas3131La figura 19 permite calcular las reservas de gas a la presin de abandono( )apabG dada, para lo cual se realiza lo siguiente. A una presin de abandono dada ( )abP, entrandoconel valorde( )Gab ab Z P /yleyendosobreel horizontal sobreel eje horizontal el valor( ) Gpab. Calcular las reservas degas aunapresinde abandono dada ( )Gab abZ P /, con este valor se lee sobre el eje horizontal el valor del parmetro ( )PabG.DeclinacindePresinenunYacimientodegasHumero: Enestecaso, ecuacin que se utiliza es:GGZPZPPTGHiiGH 1(317)Procedimiento: Determinar ( )GHZ y( )PTGa las diferentes presiones disponibles Graficar( )GHZ P/contra( )PTG Interpolar una lnea recta a travs de los puntos. Extrapolar unalnearectahasta( )GHZ P/=0. El puntodecortesobreel eje horizontal representa el gas hmedo original en sitio (GHOES). Calcular ( )GHab abZ P /fijandolapresindeabandonoparael yacimiento( )abPEntrar con 3232este valor y leer sobre el eje horizontal el valor de( )PTabGDeterminar las reservas de gas y lquido a partir de ( )PTabG: En cada yacimiento de gas, determinacin que sehaceconunaltogradodeprecisinyexactitudpor lotantoel resultado obtenido, se puede asegurar, que tiene un alto grado de veracidad, desde luego hay que cotejarlo con data real, para que los datos obtenidos tengan cierto grado de precisin y exactitud.

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+18132800wLLPTbLRALMRGLGab N (318)Donde: Reservas de. Gas =( ) GPab=RGLxNLab (319)MtododeDeclinacindePresinenunYacimientodeGasCondenado: Para un yacimiento de gas condensado con condensacin retrgrada en el yacimiento y sin intrusin de agua se tiene:GGZPZPPTfif 12 2(320)Procedimiento:Determinar( )fZ2( )PTG a las diferentes presiones disponibles. Interpolar una lnea recta a travs de los puntos. Extrapolar una lnea recta hasta( )fZ P2/= 0. El punto de corte sobre el eje horizontal representa el gas condensado original en sitio (GCOES) Fijar la presin de abandono ( )abP para el yacimiento y calcular ( )fabZ Pab2/ Entrar con este valor y leer sobre el eje horizontal elvalor de ( )PTabG.Determinar las reservas de gas y condensado, que son de importancia para definir el contenido de hidrocarburos del yacimiento en estudio, para ello se utiliza la siguiente ecuacin, ecuacin que esta fundamentada en el parmetro ( )PTabG, segn lo siguiente:18 / / // 132800W N P C C N PsepPTabCabCab CabW M x GGN + + +(321)FactordeRecobro. Esteesunfactor degranimportanciaparadeterminar la produccin, ya que indica la cantidad de fluido que se recupera y se cuantifica, segn lo siguiente:Porcentaje de Recobro:%R (abandono)= 100iPaGG(322)Procedimiento Sise dispone de datos de presin produccin durante los primeros aos de explotacin del yacimiento: a.- Graficar (P/Z) contra (GP )3333b.- Interpolar una lnea recta hasta cortar el eje horizontal y se lee el valor de (Gi) punto de corte en el GOESc.- Calcular lasreservashastaunapresindeabandono(sinoseconocela presin de abandono se toma un valor de 500 lpca), valor que muchas empresas utilizand.- Con la presin de abandono se calcula un (Z) de abandono y se entra a la grfica con la cantidad ((Pa/Za) y se lee el respectivo (GPa).e.- Calcular el % de recobrof.- Con la pendiente hacer un clculo estimado del volumen brutog.- Si se conoce el espesor se puede calcular el rea de drenajeLa ecuacin (303) puede expresarse como una funcin de los factores volumtricos de gas inicial (BGi) y final (BGF). Luego resolviendo para (GP), queda:

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+ p W e if CECE fi CECE iPxW B W VxT xZ PxT PxVxT xZ PxT PG (1(323)Reemplazando los parmetros que permiten determinar los factores volumtricos del gas en condiciones iniciales y finales (BGi) y (BGF). Luego la ecuacin (323) es:GP=BGixVi BGF(Vi- WE+BWxWP (324)Sustituyendo (Vi) por su equivalente (G/BGi), esto conviertela ecuacin (324) en:

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+ P W eGiGf PxW B WBGB G G(325)Dividiendolaecuacin(325) por (BGi)ydesarrollandolaecuacinatravsde manipulaciones matemtica queda, una ecuacin de gran aplicabilidad, prctica, la cual es: P W eGi Gf GfPxW B WB BGBG +

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1 1(326)Si se utilizan los factores volumtricos en (PCY/PCN), entonces la ecuacin (326) se reduce a:GPxBGF= G(BGF-BGi )+WE- BWxWP (327)3434Utilizandoal ecuacin(327) sepuedeobtener Lacantidaddeaguaenpies cbicos que entran al yacimiento a una determinada presin:WE= GPxBGF-G(-BGF+BGi)+ BWxWP (328)Donde: (WE)= cantidad de agua que ingresa al yacimiento en (PC);(GP)= produccin cumulativa en (MM PCN); (BGf)= factor volumtrico a la presin final en (PCN/ PCY) ; (BGi)= factor volumtrico a la presin inicial del yacimiento en (PCN / PCY) ; (BW)=factor volumtricodel aguaenbarrilesnormalesdeagua(BNA/ barriles de yacimiento) y (WP) es el volumen de agua producido en el yacimiento enpiescbicosdeagua(PCA) Envistaque(BWxWP), seconsideraqueesel volumendeintrusinydeproduccindeaguaLuegosepuededeterminar el porcentajedesaturacindeagua,y lgicamenteel porcentajedesaturacin residual del gas:SW= (agua connata+Intrusin de agua)/ Espacio poroso (329)Para no cometer errores en el uso de estas ecuaciones hay que tener presente que el factor volumtrico puede expresar en varias unidades. Luego es recomendable tener siempre esto presente para no cometer errores en la utilizacin de diferentes sistemas de unidades. Tambin se debe de tener presente quetanto(G), como(GP) debenexpresarsebajolasmismascondicionesde presin y temperatura base en que fueron expresados los factores volumtricos del gas. Luego (GPxBGF) es el volumen del gas producido a la presin,(PF). (G(BGF-BGi ) es la variacin del volumen del gas inicial, cuando se dilata de (Pi a PF);(WE+ BWxWP) son los volmenesde intrusin y de produccin de agua, respectivamenteEnyacimientovolumtricodegas, lacantidaddegas producidoes igual al volumen de expansin, luego la ecuacin (327) queda como:GPxBGF= G(BGF-BGi ) (330)Procesamiento de Gas Natural El objetivo del procesamiento del gas natural es eliminar los contaminantes, incluyendo los componentes corrosivos (agua y gases cidos, sobretodoel SulfurodeHidrgenosucarcter contaminante), losque reducenel poder calorfico, comoDixidodeCarbonoyNitrgeno) ylosque forman depsitos slidos a bajas temperaturas, como el agua y Dixido de Carbono, para despus separar los hidrocarburos ms pesados que elmetano, que constituyen materias primas bsicas para la industria petroqumica.Las etapas normales en elprocesamiento delgas naturalson la deshidratacin (eliminacin de agua, usualmente con adsorbentes slidos, como almina o mallas moleculares), el endulzamiento (eliminacin del Sulfuro de Hidrgeno y Dixido de Carbonoconsolucionesabsorbentes, ylarecuperacincriognicadeetanoe hidrocarburos ms pesados (condensacin de estos componentes a bajas temperaturas, del orden de 212F, y destilacin fraccionada de los lquidos condensados). Otras etapas complementarias son el fraccionamiento de los 3535hidrocarburos recuperados y la conversin del cido sulfhdrico a azufre( ) S H2 a (S) en forma lquida o slida, tambin la extraccin de los lquidos del gas natural, es un proceso de gran importancia, como lo es tambin la compresin delgas, ademsdel transporte yalmacenamiento. Laeficienciade todosestos proceso estatotalmenterelacionadoconlaeficienciadel procesodeseparacingas- petrleo. En la figura 21 se presenta en forma esquemtica los principales procesos de tratamiento del gas Natural:Figura 21 Principales Procesos de Tratamiento del Gas NaturalEn la figura 21 se observa, que si se trata de gas asociado, unos de los primeros procesosdetratamientodel gasnatural, esel procesodeseparacindelos componentes del fluido, que sale del pozo, que son Gas- Lquido. Se supone que la fraccin lquidaesta conformada por el petrleo y elagua. Laseparacinse realiza en los separadores, y se pueden utilizar separadores verticales o horizontales. Laeficienciadel procesodeseparacinserdevital importancia para la eficiencia de todos los dems procesos. Despus del proceso de separacinydependiendodelacomposicindel gas, sedebenderealizarlos procesos de deshidratacin del gas, proceso de lleva a cabo fundamentalmente a travsdeprocesodeabsorcinconsolventes qumicos, comoel Glicol, por ejemplo, aunque tambin se utiliza el proceso de adsorcin con tamices moleculares, tambin el proceso de endulzamiento, extraccin de y fraccionamientos de lquidos del gas natural son de importancia. En la figura 22 se presentan los principales destinos del natural:Figura 22Destinos del Natural3636Enlafigura22semuestranlosprincipalesdestinosdetratamientosalosque debe de ser sometido el gas natural, hasta su destino y distribucin final. La gran mayora de los tratamientos a los que debe de ser sometido el gas natural, estn relacionados con la composicin, ya que esta permite establecer las clasificaciones del gas natural, segn los datos obtenidos, en dichos anlisis. En general, losprocesosalosquedebedeser sometidoengasnatural estn relacionados cona.- La obtencin del Gas Natural. Este proceso se realiza en yacimientos, los cuales pueden serno asociados (Yacimientos Gasferos) y asociado (Yacimientos Petrolferos). Enestosyacimientosel gassepuedeencontrar entresformas. Separado del petrleo, ocupando la parte superior de la napa: Disuelto dentro del petrleojuntoconloshidrocarburoslivianosdepetrleo, todosellosenfase gaseosa o grandes presiones, producindose en la extraccin la separacin de las fases gaseosa y lquida por el fenmeno de condensacin retrgrada.b.- TratamientoEl gas quese extrae del yacimiento, en la mayora de los casos contiene componentes indeseables, los cuales deben de extraerse mediante tratamientosadecuados. Si el gascontienegasescidos, sedebesometer al proceso de endulzamiento. La presencia de nitrgeno (N2) reduce el poder calorfico y disminuye elrendimiento en los procesos de extraccin de gasolina, luegosedebebuscarlaformadeeliminarlo. Tambinsi el gascontieneagua lquida o en forma de vapor, se debe someter el gas al proceso de deshidratacin. En lo que respecta a los hidrocarburos condensables, se deben extraer en forma degasolinaygaslicuado, enplantasespecialesquepuedenutilizar diversos procesos, tales como compresin y enfriamiento, absorcin con querosn, de tal forma de poder obtener el componente que se quiere obtener, con un alto grado de pureza, y de alta calidad, de tal forma que se puede comercializar dentro de las normas establecidas.c.- Compresin Para hacer posible la conduccin del gas a travs de gasoductos es necesario aplicarle la presin necesaria para vencer la resistencia a la friccin. Los equipos que comunican presin al gas se denominan compresores, los cuales al comunicarpresinreducenel volumen. Lapresinnecesariaquehabrque aplicar al gas depender del uso que se le dar al gas.3737d.- Transporte de Gas El transporte del gas,por lo general se realiza a travs de sistemas de gasoductos. En este caso la presin de trabajo debe de ser elevada en por lo menos un 20%. El transporte puede efectuarse a granel, en caso de gas licuado o comprimido en el caso del gas natural.e.- Almacenaje. Este proceso depender que el gas tenga alta o baja presinf.- Regulacin de Presiones: En diversas etapas de la industria del gas existe la necesidaddemantener unapresinconstante, yestodebeocurrir enforma independienteal caudal quecircula. Esto, ocurre, por ejemploenlasredesde distribucin de gas a baja presin, la cual debe ser prcticamente constante y de un valor para el cual estn diseados los quemadores de los artefactos. Si la red trabajase a una presin mayor, se hace estrictamente necesario regular la presin para cada usuario, mediante reguladores individuales.g.- La distribucin. Para, el caso del gas natural o manufacturado, la distribucin sehacepor redes, ahorasi setratadegaslicuado, ladistribucinserealiza mediante envasado. La distribucin por redes y gasoductos, debe de tomar una gran importancia, cuando se establezca el mercado del gas.h.- La medicin. En estecaso la medicin se realiza mediante interpolacin de placa de orificio. Tambin se utilizan medidores de desplazamiento.i.- Utilizacin:El gas natural tiene diversas aplicaciones en la industria, el comercio, la generacin elctrica, el sector residencial y el transporte de pasajeros. Ofrece grandes ventajas en procesos industriales donde se requiere de ambienteslimpios, procesoscontroladosycombustiblesdealtaconfiabilidady eficiencia. Adicionalmente, el gas natural esutilizadocomomateriaprimaen diversos procesos qumicos e industriales. De manera relativamente fcil y econmica puedeser convertidoa hidrgeno, etileno, o metanol; los materiales bsicos para diversos tipos de plsticos y fertilizantes .El desarrollo y perfeccionamiento de la tecnologa del gas natural han contribuido decididamente en su utilizacin, tanto como fuente de energa o materia prima para industrias.3838