Gas de Condensacin RetrogradaAgotamiento a Volumen Constante1. IntroduccinEl presente trabajo de investigacin tratara de informarnos del gas de condensacin retrograda que es cuando la temperatura del reservorio T cae entre la temperatura crtica Tc y el punto cricondentrmico Tct del fluido de reservorio. Tambin sobre el mtodo de agotamiento a volumen constante2. Objetivo

Dar a conocer que es un gas de condensado retrogrado Dar a conocer el mtodo de agotamiento a volumen constante

3. Desarrollo

3.1. Gas de Condensacin RetrogradaSi la temperatura del reservorio T cae entre la temperatura crtica Tc y el punto cricondentrmico Tct del fluido de reservorio, el reservorio se clasifica como reservorio de gas con condensacin retrgrada. Esta categora de reservorio de gas es un tipo nico de acumulacin de hidrocarburo en que el comportamiento termodinmico especial del fluido de reservorio es el factor central en el proceso de desarrollo y deplecin del reservorio. Cuando la presin decrece en las mezclas, en vez de expandirse (si es gas) o vaporizarse (si es petrleo) como puede esperarse, ellos se contraen o se condensan.Figura 1. Un diagrama de fase tpico de un sistema retrgrado.

Consideremos que la condicin inicial del reservorio de gas retrogrado est representada en el punto 1 en el diagrama da fases presin-temperatura. Debido a que la `presin del reservorio est por encima de la presin superior del punto de roci, el hidrocarburo existe como fase simple (fase vapor) en el reservorio. Cuando la presin del reservorio declina isotrmicamente durante la produccin desde la presin inicial (punto 1) a la presin superior de punto de roci (punto 2), la atraccin entre las molculas de los componentes livianos y pesados causa que se muevan separndose cada vez ms. Cuando esto ocurre, la atraccin entre molculas de componente pesado llega a ser ms efectiva, por tanto, el lquido comienza a condensarse.Este proceso de condensacin retrograda continua con la presin decreciente hasta que el goteo lquido alcanza su mximo en el punto 3. Posterior reduccin en la presin permite que las molculas pesadas comiencen el proceso normal de vaporizacin. Este es el proceso donde menos molculas de gas bloquean la superficie liquida y causa que ms molculas abandonen frente a las que entran a la fase liquida. El proceso de vaporizacin contina hasta que la presin del reservorio alcanza la presin inferior del punto de roci. Esto significa que todo el lquido formado debe vaporizarse porque todo el sistema es esencialmente vapor en el punto de roci inferior. Una curva de encogimiento del volumen lquido para un sistema de condensado. La curva se llama comnmente curva de goteo lquido. En la mayora de los reservorios de gas condensado el volumen de lquido condensado raramente excede ms de 15-19 % del volumen poral. Esta saturacin de lquido no es tan grande con para permitir que fluya cualquier lquido. Se debe reconocer, sin embargo, que alrededor del pozo donde la cada de presin es alta, bastante lquido de goteo puede acumularse para dar flujo bifsico de gas y liquido retrogrado.

Figura 2. Curva de goteo de lquido Las caractersticas de gas condensado retrogrado son: RGP entre 8000 y 70000 . El RGP para un sistema condensado aumenta con el tiempo debido al goteo de lquido y la perdida de componentes pesados en el lquido. Gravedad del condensado por encima de 50 API Color agua blanca o ligeramente coloreado

3.2. Agotamiento a Volumen Constante

3.2.1. IntroduccinConsiste en una serie de expansiones y desplazamientos a presin constante de la mezcla recombinada, de tal manera que el volumen de gas ms lquido acumulado en la celda permanece constante al finalizar cada desplazamiento.El gas retirado a presin constante es llevado a un laboratorio de anlisis donde se mide su volumen y se determina su composicin. Los factores de compresibilidad del gas retirado y de la mezcla bifsica remanentes en la celda y el volumen de lquido depositado en el fondo de la celda se deben determinar a cada presin.Este proceso es continuado hasta llegar la presin de abandono, instante en el que se analizan las fases lquida y gaseosa remanentes en la celda. Es entonces cuando un balance molar permitira tanto comparar la composicin del fluido original con la calculada en base a los fluidos remanente y producidos, como observar si las medidas son exactas.

3.2.2. Descripcin:Este tipo de experimento se realiza en condensados de gas y en crudos voltiles, lo que se busca es reproducir de la manera mas fiel posible las cadas de presin dentro del yacimiento y cmo esto afecta a la composicin del fluido sometido a tales presiones.El procedimiento experimental para este tipo de prueba es explicado paso a paso a continuacin:Paso 1.Se necesita una muestra representativa del yacimiento que se quiera estudiar, tal muestra debe ser medida y pesada adems de tener el conocimiento de su factor Zi, la muestra ser cargada en una celda donde se pueda visualizar fcilmente, todo esto en condiciones donde el crudo est en su presin de roco (la presin a la cual se obtiene la primera gota de lquido de un gas) que se denotar Pd. El volumen inicial del condensado Vi se tendr como un volumen de referencia y la temperatura en la celda ser la del yacimiento y se mantendr igual durante todo el experimento. Este primer paso est representado grficamente en la parte a del siguiente grfico.

Paso 2. El factor real de compresibilidad Z del gas es calculado por la ecuacin de gases reales,

Paso 3. Se reduce la presin en la celda desde la presin de saturacin hasta una predeterminada P, esto se puede hacer si en la celda desde el inicio se coloca cierto volumen de mercurio y luego se va retirando poco a poco, lo que hace que se reduzca la presin, como se representa en la parte b de la grfica anterior.Durante este proceso se notar la aparicin de una fase liquida formada por condensacin retrograda, una vez aparecido tal volumen lquido (Vl) se espera cierto tiempo a que alcance el equilibrio con el volumen gaseoso (V), y se procede a hacer una medicin visual de las fases dentro de la celda y se reporta el volumen de lquido como un porcentaje del volumen inicial Vi lo que representa la saturacin de lquido retrogrado (Sl). Matemticamente se expresa como:

Paso 4.- Se reinyecta el volumen de mercurio originalmente extrado dentro de la celda a una temperatura T constante mientras que al mismo tiempo se va retirando un volumen de gas equivalente. Cuando se alcanza el volumen inicial Vi se detiene la reinyeccin del mercurio como se ilustra en la parte C de la figura arriba.Paso 5.- El gas removido es llevado a un equipo especial para determinar su composicin (yi), su volumen es medido a condiciones estndar y denotado como (Vgp)sc . Se puede calcular la cantidad e moles del gas producido utilizando la ecuacin:

Paso 6.- Este paso tiene suma importancia pues es el que produce las caractersticas de un yacimiento que produce solo gas y que deja inmvil dentro del yacimiento el lquido que de l se produce por condensacin. Paso 7.- En este punto de la prueba se pueden calcular ciertos datos, entre los ms importantes se tiene la determinacin de la constante de compresibilidad del gas a las presiones y temperaturas de la celda como sigue:

Paso 8.- Ms importante an es la determinacin de Z bifsico o el factor de compresibilidad bifsico que es el factor de compresin en conjunto tanto del gas y el lquido retrgrado dentro d la celda. Este dato se obtiene matemticamente haciendo:

Paso 9.- El volumen del gas producido como un porcentaje del gas inicial en el lugar es calculado por divisin del volumen acumulado del gas producido por el gas inicial en el lugar, ambos a condiciones estndar.

Este Z bifsico es de suma importancia a la hora de realizar graficas de evaluacin de produccin de yacimientos con caractersticas de gas condensado.La anterior ecuacin puede ser expresada de manera ms conveniente de la siguiente manera:

El procedimiento experimental anterior se repite tantas veces como sea necesario hasta alcanzar la presin mnima deseada, en donde se puede determinar la composicin y cantidad de gas y lquido retrogrado finales en la celda. El mismo procedimiento puede ser realizado en una muestra de crudo voltil, en tal caso la celda contendr inicialmente lquido en vez de gas esto a una presin por debajo a la de burbujeo.Ejemplo:Usando los datos experimentales del pozo annimo de gas-condensado que tenemos en el tabla 3-10, calcular el factor de compresibilidad bifsico a 2000 psi.

Solucin:El reporte de laboratorio indica que la presin estndar es 15,025 psia, aplicando la ecuacin para z bifsica tenemos:

Descripcin: La informacin que se obtiene del experimento es la siguiente: La presin de saturacin, ya sea punto de burbuja o punto de roco. La compresibilidad del gas extrado o producido en cada etapa. La saturacin del lquido como fraccin del volumen de la celda. La composicin del gas extrado en cada etapa. El peso molecular y la densidad relativa de la fraccin pesada del gas en cada etapa. La viscosidad del vapor. La composicin del lquido en la ltima etapa de presin. El peso molecular del lquido en la ultima etapa de presin. La viscosidad del lquido empleando el viscosmetro adecuado.

Los siguientes datos se obtuvieron del anlisis de una muestra recombinada del gas y condensado del separador. El experimento se hace en un recipiente de PVT, cuyo volumen inicial disponible para hidrocarburos es 3958,14 cm3. Los GPM (galones de condensado por millar de pies cbicos de gas) de gas hmedo y las razones gas seco/petrleo se calcularon a partir de los factores de equilibrio, K, usando la produccin obtenida de un separador que opera a 300 psia y 70 F. La presin inicial del yacimiento es 4000 psia, valor muy cercano a la presin del punto de roci, y la temperatura 186 F Presin (Psia)40003500290021001300605

% Molar CO20,180,180,180,180,190,21

% Molar N20,130,130,140,150,150,14

% Molar C167,7263,165,2169,7970,7766,59

% Molar C214,114,2714,114,1214,6316,06

% Molar C38,378,258,17,577,739,11

% Molar iC40,980,910,950,810,791,01

% Molar nC43,453,43,152,712,593,31

% Molar iC50,910,860,840,670,550,68

% Molar nC51,521,41,390,970,811,02

% Molar C61,791,61,521,031,730,8

% Molar C7 +6,853,94,4121,061,07

Presin (Psia)40003500290021001300605

Peso molecular C7+143138128116111110

Z del gas a 186 F para el gas hmedo o total0,8670,80,7480,7620,8190,902

Prod. de gas hmedo, cm3 a T y P de recipiente0224474130326005198

GPM de gas hmedo (calculado)5,2544,5783,3471,5530,8350,895

Gas seco/petrleo7127828311621260514931245872

Lquido retrogrado %del volumen del recipiente03,3219,1623,9122,4618,07

Prueba CVD-Preguntasa) En base al contenido inicial del gas hmedo en el yacimiento 1,00 MMpcs, cuales son las recuperaciones de gas hmedo, gas seco y condensado e cada intervalo de presin ,si se considera empuje por agotamiento.b) Cules son los volmenes de gas seco y condensado inicialmente en el yacimiento en 1,00 MMpcs de gas hmedo?

Prueba CVD-Solucina) el volumen de hidrocarburos en la celda para la presion de 4000 psia es 3958,14 , entonces hallamos el volumen para 3500 psia,de acuerdo a la relacin:

Por lo tanto, el volumen de gas hmedos producido de 1MMpcs de gas de reservorio es:

La relacin de gas hmedo /condensado calculada a partir de los gpm ,considernando de 1Bbl=42 gal, es:

Entonces la produccin de condensado es:

Por lo tanto , el gas seco producido es :

b) El contenido de condensado en 1 MMpcs de reserorio a 400 psia, es:

Asimismo, el contenido de gas seco en 1 MMpcs es:

4. Conclusiones La condensacin retrograda se produce cuando la temperatura del reservorio T cae entre la temperatura crtica Tc y el punto cricondentrmico Tct del fluido de reservorio.

5. Bibliografa http://es.slideshare.net/kenypriego/diapositivas-klever-gas-retrogrado http://blog-petrolero.blogspot.com/2008/12/yacimiento-de-gas-condensado.html http://html.rincondelvago.com/yacimiento-de-gas.html http://es.slideshare.net/cesarDY300/diagramas-de-fases-by-rmd