Gas Natural - Clase II - 2007
-
Upload
clasesdegas -
Category
Documents
-
view
599 -
download
0
Transcript of Gas Natural - Clase II - 2007
GAS NATURAL Y CONDENSADOS ICOMPORTAMIENTO DE LA FASE DE HIDROCARBUROS TIPOS DE RESERVORIOS DE GAS
UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIAFACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO
Lima Abril, 2007
Prof.: Daro Gmez. Clase N2Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
GAS NATURAL Y CONDENSADOS I
QUE ES EL GAS NATURAL ...?
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos gaseosos, Generalmente se encuentran con impurezas como el CO2, H2S, y N2.
C1H4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 C6H14+
Metano Etano Propano Butano Pentano ExanoGas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
GAS NATURAL Y CONDENSADOS I
CUAL ES LA DIFERENCIA DEL GAS NATURAL ...?Altamente compresible. Las propiedades del fluido cambian con la presin. El desarrollo de los campos usualmente se realiza con grandes espaciamientos de pozos. Reservorios de baja permeabilidad son aun econmicos. Los pozos son usualmente completados con largas fracturas hidrulicas. Se logran altas recuperaciones a una significante depletacion de la presin del reservorio. El sistema de transporte es mas complejo que para el petrleo.Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
TERMINOLOGIA DEL GAS NATURAL ...
GAS NATURAL Crudo Comerciable Negociable Rico o Hmedo Pobre o Seco GAS LICUADO DE PETROLEO (GLP) LIQUIDOS Condensado Gasolina natural Dulce Acido Residual Licuado (LNG)
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
PLANTAS DE PROCESAMIENTO DE GAS
CASOS
TEM.SEP. POTENCIA DE FRIO RECOMPRESION
POTENCIA DE REFRIGERACION
% DE REUPERACION C3 C4 C5+
PRODUCCION DIARIA GAS SM3D PCS985.8 10057
PRODUCCION ANUAL MMU$S
DIFERENCIA INVERSION CASO ESTIMADA BASICO MMU$S MMU$S
LPG GASOLINA TON/DIA TON/DIA0 51
CASO BASICO: AJUSTE PUNTO DE ROCIO CASO 1: AJUSTE PUNTO DE ROCIO CASO 2: LPG REFRIGERACION MECANICA CASO 3: LPG TURBOEXPANDER CASO MAXIMA: RECUPERACION TOTAL
(-10C)
370 HP
330
0
0
82
19.63
0
3.5
(-20C)
1100 HP
840 HP
0
0
92
984.0
10006
0
57
20.04
0.41
5.2
(-30C)
180 HP
740 HP
32
62
92
964.4
9697
43
55
23.18
3.15
5.5
(-45C)
2200 HP
800 HP
90
99
100
938.9
9291
91
60
27.17
3.98
10
(----)
(----)
(----)
100
100
100
937.0
9254
95
60
27.47
0.31
(----)
PRECIO DE VENTA ADOPTADOS GAS LPG GASOLINA 0.0442 U$S/SM 230 U$S/TON 200 U$S/TON3
PCS 9300
CAUDAL DE ALIMENTACION: 1.000.000 SM /DIA COMPOSICION: VER HOJAS DE PRODUCCION VS COMPOSICION
3
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
UTILIZACION DEL GAS NATURAL ...RESIDENCIAL INDUSTRIAS-COMERCIOS CENTRALES ELECTRICAS GAS NATURAL COMPRIMIDO METANOL - DERIVADOS AMONIACO - DERIVADOS COMPUESTOS CLORADOS PVC POLIETILENO OXIDO DE ETILENO
COMBUSTIBLE GAS NATURAL SECO GAS DE SINTESIS
ETILENO ETANO GAS NATURAL CRUDO PLANTA SEPARADORA PROPANO COMBUSTIBLES
DOMESTICOS INDUSTRIAS ACRILONITRILO DERIVADOS PROPILENO OXIDO DE PROPILENO
PROPILENO
COMBUSTIBLES BUTANO BUTILENO
DOMESTICOS INDUSTRIAS
BUTADIENOS-DERIVADOS CETONAS Y ALCOHOLES COMBUSTIBLES PETROQUIMICA SOLVENTESGas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
GASOLINA Y CONDENSADOS
REFINERIA DE PETROLEOS
ESQUEMA GENERAL DE UN SISTEMA DE PRODUCCION DE GASP8=(Pwh-Psep) Gas P6=(Pdsc-Psep) Pdsc P5=(Pwh-Pdsc) Pdsv P4=(Pusv-Pdsv) Pusv P7=(Pwf-Pwh) P3=(Pur-Pdr) Pur Pdr Restriccin Psep Separador Lquidos Tanque.
Pwh
P1=Pr-Pwfs P3=Pur-Pdr
= Perdida en el reservorio = Perdida a traves de la restriccin.
P2=Pwfs-Pwf = Perdida a traves de la completacin. P4=Pusv-Pdsv = Perdida a traves de la valvula de seguridad. P5=Pwh-Pdsc = Perdida a traves de choke de superficie. P6=Pdsc-Psep = Perdida en el linea de produccin. P7=Pwf-Pwh = Perdida total en el tubing(tuberia de produccin). P8=Pwh-Psep = Perdida total en la linea de produccin.
Pwf
Pwfs Pr
Pe
P2=(Pwfs-Pwf)
P1=(Pr-Pwfs)Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
PERFIL DE LA PRESION DURANTE LA PRODUCCION
Limite de drenaje
Wellbore (baleo)
Cabeza de Pozo Choque
Separador
Tanque/ planta
Pr Pwf
Reservorio
Pwh
Psp Pst reReservorio
rwTubera de Produ. en el pozo Flow Line superficie Lnea de Transf.Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
COMPORTAMIENTO DE LA FASE DE HIDROCARBUROS
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
COMPORTAMIENTO DE LA FASE DE HIDROCARBUROSEs el comportamiento del vapor, liquido o slido como una funcin de la presin, temperatura y composicin, tanto en el reservorio como en superficie. Antes de estudiar las propiedades de los gases y lquidos, necesitamos entender la relacin entre las dos fases. Sobre todo en las propiedades intensivas. Las propiedades fsicas pueden ser intensivas o extensivas. Las propiedades intensivas son independientes de la cantidad de material presente, como por ejemplo la densidad, el volumen especifico, y el factor de compresibilidad. Propiedades como el volumen y la masa son trminos extensivos; sus valores estn determinados por la cantidad de masa presente. El comportamiento de Fase de un hidrocarburo es simple para un sistema de un solo componente, pero se hace mas complicado mientras mas Componentes tenga el mismo. Por esta razn, vamos a analizar a continuacin el comportamiento de un sistema mono-componente o una sustancia pura, para luego analizar sistemas Multi-componentes.Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
COMPORTAMIENTO DE LA FASE DE HIDROCARBUROSDiagrama de fase para una sustancia pura Un diagrama de fase es una grafica de la presin contra la temperatura mostrando las condiciones debajo de las cuales pueden estar presentes varias fases de una sustancia. El diagrama de fases es usualmente llamado como diagramas presin-temperatura.
C
B
SlidoPresin
Liquidoor ap ev
nd si re eP ad ne L
Gas
A DPunto triple
Temperatura
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
COMPORTAMIENTO DE LA FASE DE HIDROCARBUROSDiagrama de fase para una sustancia pura Todas las condiciones a las cuales las fases liquido y vapor pueden coexistir en equilibrio son mostradas por la lnea AB. El fluido sobre y a la izquierda de esta lnea es liquido saturado, mientras que debajo y a la derecha de esta lnea es llamado vapor o gas. La lnea AB tambin es conocida como presin de vapor. La temperatura correspondiente a la presin atmosfrica es llamada punto de ebullicin normal o simplemente el punto de ebullicin del componente. El punto de ebullicin de algunos hidrocarburos que se encuentran en el reservorio se muestran en la siguiente diapositiva. La lnea AC es el equilibrio slido-liquido en el cual existen ambas fases. La intercepcin de las lneas vapor-liquido y liquido-slido es el punto triple. Este es el nico punto donde las tres fases pueden existir para un sistema puro. La lnea AD es el equilibrio slido-vapor o curva de sublimacin. en el cual existen ambas fases. El limite de la presin de vapor mas alta es el punto critico representado por el punto B. La temperatura y presin representada por este punto son llamadas presin y temperatura criticas. Las cuales son la mxima temperatura y presin en las cuales un componente puede existir en dos fases. En este punto las fases llegan a ser muy parecidas e indistingibles. Estas definiciones de propiedades criticas nos son aplicables a sistemas con mas de un componente.Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
PUNTO DE EBULLISION PARA LOS ALCANOS
700 315
600 500
400 TEMPERATURA (F) 300
215 TEMPERATURA (C)
115 200
100 15 0
-100
-85
-200
-300 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 NUMERO DE CARBONOS
-185
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
PRODUCTOS DEL PETROLEO DE ACUERDO AL NUMERO DE CARBONOS
700 600 TEMPERATURA (F) 500 400 300 200 100 0 -100 -200 -300 0 2 4 6 8 10 12 NUMERO DE CARBONOS 14 16 18 20 -185 -85 115 15 215 315 TEMPERATURA (C)
LPG GASOLINA
COMBUSTIBLE PARA AVIONES
KEROSENE, DIESEL
CERAS
+
C20+, LUBRICANTES
C25+, ASFALTOSGas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
FLUIDOS DEL RESERVORIO COMPORTAMIENTO DE FASE DE UN HIDROCARBURO PUROConsidere un liquido comprimido, como el punto A de la siguiente diapositiva, a una temperatura por debajo de la temperatura critica. La reduccin de la presin del fluido a una temperatura constante incrementa su volumen. Como el liquido es relativamente incompresible la expansin es pequea hasta que alcanza la presin de vapor, al punto B, donde se tiene la primera burbuja. Las siguientes expansiones del sistema resultan en un cambio de la fase liquido a la fase vapor. Para una sustancia pura la presin permanece constante e igual a la presin de vapor, hasta que la ultima gota de liquido vaporiza, al punto C. Este punto, donde el vapor esta en equilibrio con una cantidad infinitesimal de liquido es llamado el punto de roci. Los puntos de burbuja del sistema a varias temperaturas forman la curva del punto de burbuja, mientras que los puntos de roci forman la curva del punto de roci. Las dos curvas se unen en el punto critico y juntas identifican a la envolvente de la fase. Cualquier fluido dentro de la envolvente, punto M, formara dos fases en equilibrio con una relacin molar vapor/liquido igual a BM/MC. El cambio de fase de liquido a vapor es acompaado por un gran incremento en el volumen a bajas temperaturas. La expansin se reduce cuando la temperatura se acerca al punto critico.Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
FLUIDOS DEL RESERVORIO COMPORTAMIENTO DE FASE DE UN HIDROCARBURO PUROCelda PVTTodo LiquidoLa presin permanece constantes mientras el gas y el liquido estn presentes
A LiquidoPrimera Burbuja de Gas
Pto Critico
Presin
BPto de Burbuja
Ultima gota de liquido
M C
Pto de Roci
GasTodo gas
VolumenGas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
DIAGRAMA TRIDIMENDIONAL DE UN SISTEMA MONOCOMPONENTE
id qu Li
o
Pto Critico
Presion
Bu r de
bu ja
ido
Ga s+ Li qu
eR oci o
Pto Critico
Cu r
va
Cu rv
s Ga
ad
uid q Li
o s Ga
Volu
men
Cu rv a de de p va res po io n r
a tur a per TemGas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
HIDROCARBURO PUROCURVAS DE PRESION DE VAPOR PARA COMPONENTES PUROSCURVAS DE PRESION DE SATURACION800
Puntos criticos700
600
500 Presion (psia)
400
300
200
100
-400
-300
-200
-100
0 Temperatura (F)
100
200
300
0 400
METANO
ETANO
PROPANO
IBUTANOGas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
HIDROCARBURO PUROCURVAS DE PRESION DE VAPOR PARA EL METANO Y EL ETANOCURVAS DE PRESION DE SATURACION30
25
A presion atmosferica y -260F(-160C) se alcanza la presion de saturacion del metano, es decir se empezaria a tener metano como liquido. Los proyectos de LNG, se basan en este principio.
20 Presion (psia)
15
10
5
-260F -350 -300 -250 -200 -150 -100 Temepratua (F) METANO ETANOGas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
-50
0
50
100
0 150
SISTEMAS MULTICOMPONENTESCURVAS DE PRESION DE VAPOR PARA DOS COMPONENTES PUROS El comportamiento de la fase de un sistema multi-componente es mas elaborado que un componente puro. La complejidad esta dada bsicamente en la amplia diferencia de estructuras y tamaos moleculares. Los fluidos de los reservorios estn principalmente compuestos de hidrocarburos con similares estructuras. El diagrama presin-temperatura de un sistema binario se muestra en la siguiente diapositiva. La envolvente, dentro de las cuales coexisten las dos fases, esta limitado por las curvas de punto de rocio y la curva de punto de burbuja. Las dos curvas se unen en el punto critico, donde todas las diferencias entre las dos fases desaparecen y las fases llegan a ser indistinguibles. Adems, las dos fases pueden coexistir a las mismas condiciones por encima del punto critico.
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
HIDROCARBURO PUROCURVAS DE PRESION DE VAPOR PARA DOS COMPONENTES PUROS C2 LiquidoBu rb uja
A B
Punto Critico
de
Presion
de pu nt o
% 00 1 % 75 % 50
de pu nt o
Cu rv a
de
Ro c io
C5
o % 25 quid Li 0%
Cu rv a
ur eP nt one p Com
ta Pen o,
no
Gas
Temperatura
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
DIAGRAMA DE FASE PARA MULTIPLES RELACIONES ETANO HEPTANO
DETERMINATION OF THE CONVERGENCE PRESSURE FOR A BINARY MIXTURE ETHANE & HEPTANE1400
Mole % EthaneETHANE: 100% 1200 1193 psia, convergenc e pressure ETHANE: 96.85% ETHANE: 88.71% ETHANE: 77.09% ETHANE: 58.01% Pressure (psia) 800 ETHANE: 26.54% ETHANE: 0.00% 600
1000
400
200
0 -250
-150
-50
50
150
250
350
450
550
650
Temperature (F)Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
DIAGRAMA DE FASE DE UN SISTEMA MULTIFASICO
Cricondenbar
Pc
Liquido GasPresion% 90 % 40
10 %
% 20
TemperaturaGas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
0%
Liq uid o
5%
Cricondentherm
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIO DE ACUERDO AL HIDROCARBURO QUE CONTIENEN
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
YACIMIENTOS DE GAS
1. Gas Seco 2. Gas Hmedo 3. Gas Condensado
YACIMIENTOS DE PETRLEO
1. Petrleo Voltil (Alto Encogimiento) 2. Petrleo Negro (Bajo Encogimiento) a. Liviano b. Mediano c. Pesado d. Extrapesado (Bitumen)
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
CLASIFICACION DE LOS HIDROCARBUROS EN EL RESERVORIOUn reservorio contiene gas si su temperatura es mayor que la temperatura critica del fluido, de otra forma contendr petrleo. La cada de presin en el reservorio traer como resultado la condensacin retrograda si la temperatura se encuentra entre la temperatura critica y la cricondentherm, mientras que no se formara liquido si se encuentra por encima de la cricondentherm. El petrleo en un reservorio con una temperatura muy cerca de su temperatura critica es mas voltil que el que se encuentra a menor temperatura. Una reduccin pequea de la presin por debajo del punto de burbuja, en un reservorio con una temperatura justo debajo de la temperatura critica del fluido, puede vaporizar la mitad del volumen de petrleo. Es evidente, que la temperatura del reservorio en el diagrama de fases puede ser usado para clasificar los fluidos del reservorio. La temperatura de un reservorio es determinado por su profundidad. El comportamiento de la fase de un fluido de reservorio es determinado por su composicin. En la siguiente tabla se muestra las composiciones tpicas de Varias clases de hidrocarburos en un reservorio. Las temperaturas criticas de los hidrocarburos pesados son mas altas que los hidrocarburos ligeros. Por lo tanto, la temperatura critica de la mezcla de hidrocarburos predominantemente compuesta por componentes pesados es mas alta que el rango normal de temperaturas de reservorio, y estos hidrocarburos se comportan como liquido. Mientras que la temperatura de un reservorio compuesta bsicamente de metano, con una temperatura critica de -116F, sera mas alta que la temperatura critica de la mezcla.
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
GAS NATURAL Y CONDENSADOReservorios de Gas Disuelto3500
Reservorios de Gas Condensado Retrogrado
Reservorios de Gas
3000 Presion, psia
250090 %
200040 %
1500
10 %
% 20
500 0 50 100 150 Temperatura, F 200 250 300Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
0%
Li
qu i
1000
5%
do
Cricondentherm
GAS NATURAL Y CONDENSADOReservorios de Gas Disuelto3500
Reservorios de Gas Condensado Retrogrado
Reservorios de Gas
3000 Presion, psia
250090 %
200040 %
1500
10 %
% 20
500 0 50 100 150 Temperatura, F 200 250 300Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
0%
Li
qu i
1000
5%
do
Cricondentherm
RESERVORIOS DE GAS SECO
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
RESERVORIO DE GAS SECOLos reservorios de Gas Seco estn compuestas predominantemente de Metano y de no-hidrocarburos tales como el nitrgeno y el dixido de carbono. En la siguiente figura se muestra el diagrama de gas seco. La envolvente de la fase es relativamente angosta y sobre todo se ubicada por debajo de la temperatura ambiente. Note que el gas permanece en una sola fase desde el reservorio hasta las condiciones normales del separador en superficie. Es decir que no se forma liquido ni en el reservorio ni en superficie. El agua, sin embargo, puede condensar a las condiciones de superficie debido al enfriamiento del gas. La palabra Seco en un gas seco indica que el gas no contiene suficiente moleculas pesadas para formar hidrocarburos liquidos en superficie. Un reservorio de gas seco es usualmente llamado reservorios de gas. Esto genera una confusin debido a que los reservorios de gas hmedo algunas veces son llamados reservorios de gas. Los estudios de PVT en el laboratorio estn limitados a la medida de la compresibilidad del gas. Un grupo de ecuaciones conocidas colectivamente como ecuaciones de balance de materia ha sido ideado para determinar el gas original in-place y predecir las reservas de gas, si se toma cuidado en definir las propiedades del gas seco. Las ecuaciones son aplicables a los gases re-trogrados solo a presiones de reservorio por encima del punto de roci.
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
RESERVORIO DE GAS SECO
ACondiciones iniciales
Liquido(Reservorio) Punto Critico Presin(Po zo)
Gas
% Liquido
75
50
25
10
0
Separador
BTemperatura
Condiciones de abandono
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
RESERVORIOS DE GAS HUMEDO
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
RESERVORIO DE GAS HUMEDOUn reservorio de Gas Hmedo estn compuesto de Metano y otros componentes ligeros con su envolvente ubicada completamente sobre un rango de temperatura menor que la del reservorio. Un gas hmedo, por lo tanto, no condensara en el reservorio durante la depletacion, tal como se muestra en la siguiente figura. Sin embargo a las condiciones de separador cae dentro de la envolvente, produciendo algunos condensados. Los campos de Gas en el Mar del Norte son buenos ejemplos de este tipo de reservorios. Como no se forma condensado en el reservorio, las ecuaciones de balance de materiales para reservorios de Gas Seco se pueden aplicar a los reservorios de gas hmedo. Los estudios de PVT requeridos a las condiciones de reservorio es la medida de la compresibilidad del gas. Las pruebas en el separador estn orientadas a determinar la cantidad y las propiedades del condensado a las condiciones de superficie. Las relaciones de gas condensado son generalmente altos y se encuentran tpicamente sobre 50000 SCF/Bbl y permanece constante durante toda la vida del reservorio.
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
RESERVORIO DE GAS HUMEDOPara propsitos de ingeniera, un gas con el GOR mayor al mencionado anteriormente puede ser tratado como reservorio de Gas Hmedo. El color del condensado es usualmente transparente como el agua con una gravedad especifica baja el cual permanece invariable durante toda la vida de produccin del reservorio. Adems, la gravedad del gas de estos reservorios a condiciones estndar se encuentran en el mismo rango que los reservorios de gas condensado retrogrado. La palabra humedo no significa que el gas esta humedo con agua si no que se refiere a hidrocarburos liquidos los cuales condensan a las condiciones de superficie. De hecho, que el reservorio de gas normalmente esta saturado con agua.
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
RESERVORIO DE GAS HUMEDO
A(P oz o)
LiquidoPunto Critico
Condiciones iniciales
Presin
(Reservorio) Separador 50 25 10 0
% Liquido
75
B
Condiciones de abandono
Tanque
Gas
TemperaturaGas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
RESERVORIOS DE GAS CONDENSADO RETROGRADO
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
RESERVORIO DE GAS CONDENSADO RETROGRADOLa presencia de hidrocarburos pesados expanden (mas ancha) la envolvente comparado con la envolvente de un Gas Hmedo, Por lo tanto, la temperatura se encuentra entre el punto critico y la cricondentherm. Cuando la presin caiga por debajo de la presin de roci, se formara liquido por condensacin retrograda en el reservorio, como se muestra en la siguiente figura. Tambin se formara condensados a las condiciones del separador debido al enfriamiento. La cantidad de hidrocarburos condensables en el reservorio aumentara con la riqueza del gas (mayor componentes pesados). Las relaciones gas condensado varan entre 3200 a 150000 SCF/STB. Para propsitos prcticos un reservorio de gas condensado con un GOR por encima de 50000 SCF/STB, la cantidad de liquido retrogrado es muy pequea y puede ser tratado con un reservorio de gas hmedo. El GOR inicial de produccin permanece constante hasta que la presin de reservorio caiga por debajo de la presin de roci y se incrementa de all en adelante. Gases con un alto GOR tienen una cricondentherm muy cerca de la temperatura de reservorio y una condensacin retrograda muy pequea en el reservorio. Para gases con un GOR mayor de 100000 SCF/STB, la condensacin retrograda en el reservorio tiene un efecto despreciable en las propiedades del gas producido.
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
RESERVORIO DE GAS CONDENSADO RETROGRADOLa concentracin de heptanos y superiores es generalmente menor del 12.5% molar. Casos excepcionales con condensados tan altos como 15.5% molar y petrleos tan bajos como 10% molar de heptanos y superiores han sido reportados. El color del condensado puede ser transparente como el agua, oscuro marrn, o naranja. Condensados oscuros usualmente tienen una gravedad especifica relativamente alta y estn asociados a un punto de roci alto. Las ecuaciones de balance de materiales desarrollados para gases secos pueden ser usados para reservorios de gas condensado retrogrado por encima de la presin de roci. El mtodo de balance de materia composicional debera ser usado por debajo del punto de roci. Se asume comnmente que el condensado que se forma en el reservorio permanece inmvil y no se produce debido a su baja saturacin, y mayormente no se recupera. Resultados recientes, sin embargo, indican que el condensado puede fluir a muy bajas saturaciones. La condensacin retrograda y la perdida de componentes valorables en el reservorio pueden ser evitados con un mantenimiento de la presin de reservorio por encima de la presin de roci del fluido a travs de un reciclo de gas.Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
RESERVORIO DE GAS CONDENSADO RETROGRADOSin embargo, en la practica, esto es muy difcil de llevarlo a cabo por la escasez de gas. El mantenimiento de la presin parcial es mas comn para minimizar las perdidas de condensado, donde es econmico para hacer. En operaciones de reciclo los componentes intermedios y pesados del fluido producido son separados y el gas residual remanente se inyecta al reservorio. El gas reciclado el cual es predominantemente metano, no solo reduce la declinacin de la presin, si no que hace mejora la produccin de lquidos. La remocin de una cantidad suficiente de hidrocarburos pesados de un reservorio de gas condensado retrogrado puede idealmente mover el diagrama de fase lejos de la temperatura del reservorio para formar un reservorio de gas hmedo. Por lo tanto, la perdida de lquidos por depletacion ser menor despus del reciclo. El uso de la palabra condensado en el nombre de este condensado genera confusion. Inicialmente, el fluido es gas en el reservorio y exibe un comportamiento retrogrado. Por lo tanto, el nombre correcto es gas retrogrado. Los lquidos producidos a condiciones de tanque de estos reservorios son llamados usualmente condensado. El liquido producido en el reservorio es tambin llamado condensado. Un mejor nombre es llamarlo liquido retrogrado. El gas que se obtiene en superficie es muy rico en componentes intermedios y son usualmente procesados para remover el propano, butanos, pentanos e hidrocarburos remanentes mas pesados. El GOR anteriormente mencionado no incluye estos lquidos.
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
RESERVORIO DE GAS CONDENSADO RETROGRADOGas
(a) (b) (c) (d)
Liquido(d)
Reservorios de Gas Condensado RetrogradoCondiciones iniciales
Pc(a) (b) (c)
Presin
(P oz o)
(c)(a) (b)
10 %
Sep.(a)
% 20
(a)
Temperatura
5%
Condiciones de abandonoGas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
0%
Liq uid o
(b)
(Reservorio)
% 90
A
CASO REAL : RES. GAS CONDENSADO RETROGRADO
ENVOLVENTE DE FASE RESERVORIO DE GAS CONDENSADO RETROGRADO3500
Reservorio Reservoir Pressure3000
2500
Pressure (psia)
2000
Wellhead Conditions Manifold/Test separator
Saturation Vapor Pressure for water
1500
Slug Catcher91% Vapor 1000
500
99% Vapor
0 0 50 100 150 200 Temperature (F) % Liquid ENVELOPE GAS BEHAVIOUR 250 300 350 400
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
FLUIDOS DEL RESERVORIO
CLASIFICACION DE LOS HIDROCARBUROS EN EL RESERVORIO
M (peso Molecular): Gravedad del Gas:
130 0.763
184 0.81Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
FLUIDOS DEL RESERVORIO
50,000 40,000 30,000 20,000 10,000
GAS SECO
GAS CONDENSADO
PETRLEO VOLTIL
PETRLEO NEGRO
GOR inicial, SCF/STB
Punto de Roco Punto de Burbujeo
0
5
10
15
20
25
30
C7+ (Heptano y superiores), % molar
El Efecto de la composicin sobre la RGP inicial de produccin es indicada por los limites composicionales de los cinco tipos de fluidos de yacimientoGas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
FLUIDOS DEL RESERVORIOCLASIFICACION DE LOS HIDROCARBUROS EN EL RESERVORIO - VENEZUELA
35000 30000 25000
GOR (SCF de gas/Bbl de Hc Liquido)
GAS NATURAL NO ASOCIADO
20000 15000
DEFINIDO POR EL MEM10000 5000 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
GAS ASOCIADO
% C7+, (Molar)
EVOLUCIN DE LA GRAVEDAD API Y EL GOR CON EL TIEMPO
Black Oil
Petrleo Voltil
Gas Condensado
Gas Hmedo
Gas Seco
GOR
GOR
GOR
GOR
GOR
No hay lquidos En superficie
Tiempo
Tiempo
Tiempo
Tiempo
Tiempo
No hay lquidos En superficie
API
API
API
Tiempo
Tiempo
API
API
Tiempo
Tiempo
Tiempo
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
DIAGRAMA DE FASES DE UN FLUIDO DE RESERVORIOReservorios de Gas Disuelto3500
Reservorios de Gas Condensado Retrogrado B Pc
Reservorios de Gas A
C C1
3000 Presion, psia
250090 %
200040 %
1500
10 %
% 20
Li
qu i
1000
5%
do
A2500 0 50 100
B1
150 Temperatura, F
200
0%
A1250 300Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
CAMBIOS DEL COMPORTAMIENTO DE FASE EN EL TUBING
(a) (b) (c) (d)
(d)Condensado
Separador
Vapor recuperado en el sistema
(a) (b) (c)
(c)(a) (b)
Tanque
(b)
Condensado
(a)
(a) ReservorioGas condensado retrogrado
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
Ejemplo de aplicacin1.- En Diciembre del ao 1960, se perforo el pozo Esperanza 1X, en la formacin Lumbrera, produjo inicialmente un liquido de 50 API con una relacin gas petrleo de 23000 SCF/Bbl. Durante Julio de 1973, el pozo produjo 1987 STB de un hidrocarburo liquido de 55 API y 80.23 MMscfd de gas. En Mayo de 1902, el pozo estuvo produciendo un hidrocarburo liquido a un caudal de 30 STB/D de 59 API y 2000 Mscfd. Que tipo de fluido de reservorio esta produciendo el pozo.?
Sol. Con la informacin que disponemos, calculamos el GOR para las tres periodos de tiempo, y obtenemos un cuadro como el adjunto. En el podemos observar como se va incrementando la relacin gas condensado y el API con respecto al tiempo. Sabemos que en los reservorios de gas y condensado retrogrado a medida de que la presin de reservorio disminuya con el tiempo se formara liquido en el reservorio, el cual no puede ser producido y por lo tanto el GOR se ira incrementando con el tiempo (menos produccin de lquidos). Adicionalmente como lo que se condensa son los componentes mas pesados esto hace que la gravedad especifica del condensado disminuya o que el API se incremente. Por lo tanto el pozo esta produciendo de un reservorio de gascondensado retrogrado.
Fecha
API
GOR scf/Bbl
CAUDAL DE OIL CAUDAL DE GAS BPD --1987 30 MMSCFD --80.23 2
1960 1973 1992
50 55 59
23000 40377 66667
POZO ESPERANZA70000 60000 50000 GOR (SCF/Bbl) 40000 30000 20000 10000 0 1955 60 59 58 57 56 55 54 53 API GOR 52 51 50 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 49 1995
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007
FIN DE PRESENTACION
Gas Natural y Condensados I M. Daro G. Abril 2007