UNIVERSIDAD AUTONOMA JUAN MISAEL SARACHOFACULTAD DE CIENCIAS INTEGRADAS DE VILLAMONTESCARRERA DE INGENIERIA EN PETROLEO Y GAS NATURAL

YACIMIENTOS DE GAS

INDICE:Yacimientos Volumtricos.-Gas In situ.-Factor de Recuperacin.-Yacimientos con Empuje de Agua.-Factor de Recuperacin.-Eficiencia de Barrido.-Gas hmedo.-

gas seco.-

GAS CONDENSADOCondensacin Retrograda.-FACTOR DE RECUPERACIN A PARTIR DE ENSAYOS PVT.-

RECUPERACION POR DEBAJO DE LA PRESION DE ROCIO.- PRIMERA EVIDENCIA DE GOTAS DE ROCO EN UN YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO.- CUANDO LA PRESIN CAE POR DEBAJO DE LA PRESIN DE PUNTO DE ROCO.-

YACIMIENTOS DE GAS

INTRODUCCIN.-Los yacimientos de gas natural se definen por la ubicacin de la presin y la temperatura inicial en un diagrama de presin - temperatura se subdividen en yacimientos de gas seco, gas hmedo y gas condensado

1. YACIMIENTOS VOLUMETRICOS.-

Cuando no existe un acufero adyacente al yacimiento (yacimiento cerrado) debido a un entrampamiento impermeable el volumen de hidrocarburo no disminuye y el hidrocarburo mantiene su volumen original.1.1. GAS IN SITU.-Es el gas original en sitio que se encuentra en el reservorio antes de explotarlo el gas del yacimiento cambia a medida que la presin disminuye el volumen poroso disponible para el gas tambin puede cambiar por la intrusin de agua en el yacimiento este volumen poroso ocupado por el gas est relacionado con el volumen total bruto multiplicado por su porosidad promedia, la saturacin promedia por el agua ingnata El gas in situ en el reservorio es solamente el producto de tres factores el volumen poral del reservorio, la saturacin inicial del gas, el factor volumtrico inicial del gas el cual transforma los volmenes iniciales a condiciones estndar esto es (60F y 14.7 psia) el volumen o bruto del yacimiento se expresa en acres- pies y El gas in situ es en pies cbicos.1.2. CLCULOS VOLUMTRICOS EN YACIMIENTOS GASFEROS En yacimientos volumtricos la produccin se debe principalmente a la declinacin de presin.

1.2.1. MTODO VOLUMTRICOSe utiliza para calcular el Hidrocarburo Original En Sitio en un yacimiento volumtrico con base en el modelo geolgico que geomtricamente describe el yacimiento y a las propiedades de la roca y de los fluidos.Estos clculos pueden estar apoyados por cualquier otro mtodo.

G = 43560 * A * H * (1-SW) 1/Bgi Donde: G = Gas inicial del reservorio 43560 =Factor de conversin de acres a pies cbicos A = rea del reservorio en acres H = Espesor de arenas netas del reservorio = porosidad de la roca reservorio. Swi = saturacin de agua ingnata Bgi. = factor volumtrico inicial del gas. El factor volumtrico del gas se puede expresar de la siguiente manera: los pies cbicos normales de gas de un yacimiento con un volumen poroso para el gas es simplemente Vg x Bg. El Bg se expresa en pies cbicos normales por pie cbico del yacimiento debido a que el factor volumtrico del gas vara con la presin Bgi = Pb*T *z P * Tb* Zb P = Presin de reservorio Pb = Presin base T = Temperatura de reservorio Tb = Temperatura base Z y Zb = Factor de compresibilidad del reservorio y de superficie 1.3. FACTOR DE RECUPERACION.-La recuperacin de hidrocarburos de los yacimientos depender de muchos factores, las variaciones petrofsicas de la roca, las propiedades de los fluidos, tipo de mecanismo que impera en el yacimiento, ritmo de explotacin, etc.FR es el factor de recuperacin indica que parte del hidrocarburo original puede ser recuperado. Sus valores varan entre 0 (no se recuperan hidrocarburos) y 1 (se recupera la totalidad del hidrocarburo).La tarea central del ingeniero de reservorios es estimar el factor de recuperacin, este depende de consideraciones tcnicas econmicas y ambientales; consideraciones que a su vez determinan el proceso de recuperacin.En la primera etapa en su mayora se implementa una recuperacin primaria en la cual la produccin de hidrocarburos se realiza a expensas de la energa natural del reservorio o sea no se inyecta masa ni energa. Para este yacimiento volumtrico donde se considera que no tiene intrusin de agua, la saturacin de agua se mantiene:FR=Donde:Np (gas producido)=G (gas original)-Gr (gas remanente)Gr=43560Ah (1-Sw) gr2. YACIMIENTOS CON EMPUJE DE AGUAUn yacimiento con empuje de agua tiene una conexin hidrulica entre el yacimiento y una roca porosa saturada con agua denominada acufero, que puede estar por debajo de todo el yacimiento o de parte de l.

El agua en un acufero esta comprimida pero a medida que la presin del yacimiento se reduce debido a la produccin de petrleo, se expande y crea una invasin natural de agua en el lmite yacimiento-acufero

Cuando este es muy grande y contiene suficiente energa, todo el yacimiento puede ser invadido por esa agua, en algunos yacimientos de empuje hidrulico se pueden obtener eficiencias de recobro entre un 30 y un 50 % del petrleo original in situ(poes).En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presin inicial es mayor que la presin del punto de burbuja. Cuando la presin se reduce debido a la produccin de fluidos, se crea un diferencial de presin a travs del contacto agua-petrleo.En algunos casos el acufero es reabastecido por aguas desde la superficie, por lo que la afluencia no es enteramente obra de la expansin. El Empuje de agua puede proceder del flanco o de mas abajo del yacimiento.

La fig. Muestra la curva de presin respecto al tiempo para un yacimiento tpico bajo empuje de agua.

Contacto agua-petrleo en un yacimiento, cuyo mecanismo preponderante de produccin ser el acufero, si es lo suficientemente activo.

El efecto del equilibrio en el contacto agua-petrleo hace que el agua forme un cono alrededor del fondo del pozo y obstaculice parcial o totalmente la produccin de petrleo.

2.1. FACTOR DE RECUPERACIONLos yacimientos de gas cerrados, que no tienen empuje hidrulico, son explotados nicamente por la expansin del gas, provocando por el abatimiento de la presin. Por tanto la recuperacin es independiente del ritmo de produccin. En este tipo de yacimientos la saturacin inicial de gas permanece constante, nicamente el nmero de libras de gas que ocupan los espacios porosos es reducida. En yacimientos de gas que no tienen empuje hidrulico se alcanzan comnmente recuperaciones del orden del 90%.Para aquellos yacimientos de gas que tienen un empuje hidrulico, la recuperacin puede depender del ritmo de produccin. El ritmo de produccin puede tener dos posibles influencias sobre la recuperacin.1.- En un yacimiento con empuje hidrulico activo, la presin de abandono puede ser alta, algunas veces muy cercanas a la presin inicial. En tal caso, el nmero de libras de gas remanentes en los espacios porosos al momento del abandono ser relativamente grande, la saturacin inicial de gas es reducida por la entrada de agua. Por lo tanto, la alta presin de abandono es compensada un poco por la reduccin en la saturacin inicial de gas. Si el yacimiento puede ser producido a un ritmo mas alto que el ritmo de entrada de agua, con conificacion de agua, entonces, un alto ritmo de produccin resultara en una mxima recuperacin, tomando ventaja de una combinacin de la presin de abandono reducida y la reduccin en la saturacin inicial de gas.2.- Los problemas de conificacion de agua puede ser muy severos en los yacimientos de gas, en cualquier casa ser necesario restringir los ritmos de produccin para reducir la magnitud de este problema.Normalmente, la recuperacin en los yacimientos de gas con empuje hidrulico es menor que en los yacimientos de gas cerrados. Generalmente las recuperaciones en los yacimientos con empuje hidrulico con menores del 30%.La presin de abandono es un factor importante en la determinacin de la recuperacin, y la permeabilidad es normalmente el factor ms importante en la determinacin de la presin de abandono ms altas que en aquellos con alta permeabilidad.3. YACIMIENTO DE GAS-HMEDO

El diagrama de fase correspondiente a un reservorio de gas hmedo, se presenta en la figura 2.13, en ella se puede observar que la temperatura del reservorio es mayor que la cricondetrmica de la mezcla, por tal razn nunca se integran las dos fases en el reservorio, nicamente existe la fase gaseosa en el reservorio, si el reservorio es agotado isotrmicamente a lo largo de la lnea vertical A B. El gas producido fluye hacia la superficie, y por ende, la presin y la temperatura de gas declinar. El gas entra en la regin de dos fases en la tubera de produccin debido a los cambios de presin y temperatura y a la separacin en la superficie. Esto es causado por una disminucin suficiente en la energa cintica de molculas pesadas con la cada de temperatura y su cambio subsiguiente para lquido a travs de fuerzas atractivas entre molculas. Cuando estos fluidos llevados a superficie entran en la regin de dos fases, generando relaciones gas petrleo entre 50000 y 120000 pc/ bls, l liquido recuperable tiende a ser transparente, con densidades menores de 0.75 gr/ m3 .3 y los contenidos de licuables en el gas son generalmente por debajo de los 30 Bbls/MMPC. Estos yacimientos se encuentran en estado gaseoso cuya composicin predomina un alto porcentaje de metano que se encuentra entre 75-90 % aunque las cantidades relativas de los componentes ms pesados son mayores que en el caso del gas seco.

Figura 2.13 Diagrama de fase para reservorio de gas hmedo4. YACIMIENTOS DE GAS SECO.-Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y estn constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. Debido a la alta energa cintica de las molculas y a su baja atraccin, no alcanzan la forma de lquidos a la presin y temperatura del tanque de almacn.

5. GAS CONDENSADO.-El gas condensado, es un fluido monofsico a condiciones de yacimiento originalmente. Est compuesto por metano, etano, y otros compuestos de cadena corta, adems, se encuentran elementos pesados o de cadena larga.ste tipo de gas, bajo condiciones de presin y temperatura adecuadas, se convertir en un fluido bifsico. A ste comportamiento se le conoce como condensacin retrograda.

Si representamos un diagrama de fase presin-temperatura, para un gas condensado, se podr observar el comportamiento del gas con la variacin de la presin en el yacimiento asumiendo una temperatura constante. En base a ste diagrama de fases se pueden enunciar algunas caractersticas del gas condensado:

- La temperatura de yacimiento, se encuentra entre la temperatura crtica y la temperatura cricondentermica.- La mezcla de hidrocarburos, se encuentra en fase gaseosa o de saturacin al momento de descubrir el yacimiento.- Presenta condensacin retrograda, durante la disminucin de la presin isotermicamente en el yacimiento.- Se puede considerar un gas con lquido disuelto.Segn una clasificacin termodinmica: Son aquellos cuya temperatura est entre la crtica y la cricondentrmica, por lo cual, prevalecen las condiciones bifsicas durante la vida del yacimiento.

Figura 4 Diagrama de Fases de una Mezcla de Hidrocarburos.Los componentes de este gas suelen ser los ms pesados (ej.: propano, butano). En este solo hay gas con un alto porcentaje de lquido.0. Condensacin Retrograda.- Los Yacimientos de Gas Condensado presentan condensacin retrgrada en el yacimiento a presiones por debajo de la presin de roco y temperaturas entre la crtica y la cricondentrmica de la mezcla.El gas al disminuir la presin se condensa, estos lquidos que se adhieren a los poros siendo este un lquido inmvil, esto ocasiona una disminucin de la produccin de lquidos.

Generalmente en yacimientos de gas condensado al caer la presin por debajo del valor de la presin de roco, el gas en el yacimiento empieza a transformarse en lquido, formando una fase discontinua y no mvil, si la presin sigue disminuyendo el lquido que se ha formado vuelve a su estado gaseoso; este fenmeno ocurre en fracciones de segundos. En el diagrama que est en esta hoja podemos observar dicha zona de manera mas remarcada.

Como la presin de un yacimiento cae al producir su contenido ser necesario implementar un mtodo para mantener la presin del yacimiento mayor a la presin de punto de roci, estos mtodos generalmente son inyeccin de fluidos para mantener estable la presin del sistema.FACTOR DE RECUPERACIN A PARTIR DE ENSAYOS PVT

Los estudios PVT se llevan a cabo con el propsito de analizar los yacimientos, y partiendo de los resultados de estos estudios, determinar los diversos parmetros y metodologas que se desarrollarn para poner a producir el yacimiento. El muestreo de fluidos se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento. Existen dos formas de recolectar las muestras de fluidos:

- Muestreo de fondo.- Muestreo por recombinacin superficial.

Se llama anlisis PVT al conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio para determinar las propiedades, y su variacin con presin, de los fluidos de un yacimiento petrolfero. Absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseo de instalaciones de produccin, anlisis nodales, diversas actividades de la ingeniera de yacimientos; permiten obtener clculos como el Petrleo Original En Sitio (POES) del yacimiento, predecir su vida productiva; definir los esquemas ptimos de produccin, evaluar mtodos de recuperacin mejorada y dems propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que son explotados. Una vez que se determina el estado del fluido presente en el yacimiento a travs de los estudios experimentales para fluidos de yacimiento(PVT), se procede a recopilar y estudiar toda la informacin acerca del comportamiento de los mismos en funcin de las variaciones de la presin, temperatura y volumen. Esto pasa a ser de vital importancia para la vida productiva del yacimiento ya que si podemos predecir cmo ser el comportamiento del fluido se busca la manera de mantener la energa del pozo obteniendo as una mayor produccin. Se puede evitar producir de una manera ineficiente, alargando la vida del yacimiento manteniendo las presiones.Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no ser tiles debido a que pudiera haber contaminacin de los recipientes donde se toman las muestras, mala toma de la muestra o inestabilidad de la produccin a nivel de toma de muestreo, entre otros problemas. Es por ello que en el anlisis PVT debemos considerar sumamente importante los datos que se estn registrando de modo que stos sean bastante representativos y de esta manera nos den la seguridad de un desarrollo ptimo del campo petrolfero o gasfero. Para tener la certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validacin exhaustiva tomando en cuenta todos los parmetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras como son:

- Presin esttica del yacimiento- Presin fluyendo- Presin y temperatura a la cabeza del pozo- Presin y temperatura del separador- Gastos de lquido y gas en el separador , as como el lquido en el tanque- Factor de encogimiento del aceite

En el laboratorio: Para realizar los estudios PVT en el laboratorio como ya mencionamos antes es necesario tener una muestra representativa del fluido que se encuentra en el yacimiento, por lo tanto se tiene que obtener la muestra al inicio de la produccin de manera que est a condiciones de temperatura y presin inicial del yacimiento. De no ser as, la muestra dejara de ser una porcin representativa del mismo, por lo que se alteraran las propiedades del fluido y por consiguiente no se obtendran resultados valederos del comportamiento de fases del fluido en el yacimiento. El anlisis de laboratorio consiste de:

- Expansin instantnea de la muestra de fluido para determinar la presin de burbujeo.

- Expansin diferencial de la muestra de fluido para determinar Bo y Rs.Expansin instantnea de la muestra de fluido a travs de varios separadores para obtener los parmetros que permiten ajustar los datos PVT de laboratorio para cotejar las condiciones del separador de campo.Por consiguiente se debe:- Verificar la validez de las muestras- Hacer una comparacin de los datos de campo con los datos de laboratorio- Comparar las muestras tomadas en superficie mediante recombinado de las muestras de fondo- Realizar estudios pertinentes al fluido mediante los siguientes experimentos:a) Agotamiento a volumen constanteb) Agotamiento diferencial(slo realizado en aceites)c) Agotamiento a composicin constanted) Estudio de separadores en etapase) Determinacin de propiedades fsicas como viscosidad, densidad, entre otras.Anlisis experimentalLa tcnica de separacin de agotamiento a volumen constante se realiza para la caracterizacin de los fluidos que muestran intercambio msico entre los diferentes componentes. Esta tcnica es de gran utilidad para estudiar los yacimientos de aceite voltil, de gas y condensados.Existen bsicamente dos mtodos (Bashbush, 1981), (Hoffman, 1960), para realizar la validacin de un anlisis PVT. El primero consiste en checar las constantes de equilibrio o valores K, esto se hace al graficar en papel semilogartmico las constantes K contra la presin y observar que no existan posibles cruces entre las diferentes curvas de los componentes, adems deben de mostrar una tendencia suave.El segundo es basado en la grfica de Hoffman-Crump que relaciona el logaritmo de K*P con un factor de caracterizacin B; en este caso los diferentes componentes deben de mostrar un comportamiento de lneas rectas paralelas entre s.El ingeniero petrolero a partir de la toma de data PVT, enfatizando por supuesto la validez de las tcnicas de muestreo ya sea proveniente del anlisis composicional detallado en el laboratorio o data limitada de produccin, evala su calidad y procesa esta data para que pueda ser usada en alguna de las muchas herramientas de simulacin actualmente en uso en la industria. Una comprensin experta de las propiedades de presin-volumen-temperatura (PVT) es esencial para una correcta ingeniera de los anlisis de prueba de pozo, diseo de levantamiento artificial, volumetra de reservorio, movimiento de fluidos en reservorio, anlisis de registro de produccin y relaciones de desempeo de influjo.El estudio PVT composicional es de gran importancia en la ingeniera de yacimientos petroleros, ya que coadyuva a determinar el tipo de yacimiento del que provienen los fluidos y las condiciones volumtricas en las que se encuentran, a travs del anlisis de su comportamiento (volumtrico y composicional), con la finalidad de poder establecer la mejor estrategia de explotacin y separacin en la superficie. Debemos detenernos en este momento para considerar y aclarar que el anlisis PVT es uno de los grandes recursos con los que contamos para entender el comportamiento de los fluidos en el yacimiento y debemos recordar que se nos pueden presentar muchos casos y muchas situaciones complicadas en el yacimiento que pudieran afectar o hacer menos optima nuestra data de anlisis PVT, tal como es el caso cuando al caer la presin en un yacimiento que contiene crudo saturado, el gas de solucin es liberado pero en un volumen inferior al pronosticado al anlisis PVT, efectuado bajo condiciones de equilibrio, es decir, se encuentra supersaturado con gas. Este efecto causa que la presin del yacimiento sea ms baja de lo que sera si el equilibrio se hubiera alcanzado.

Al usar la EBM (Ecuacin de Balance de Materiales) es fundamental seleccionar un anlisis PVT que a diferentes presiones represente apropiadamente, en su totalidad, la secuencia de fenmenos que actan en la produccin de los fluidos, desde el yacimiento, pasando por el pozo hasta el separador. Diversas investigaciones han mostrado que errores asociados a los datos PVT pueden producir grandes errores en los clculos de los hidrocarburos en sitio.Actualmente existen diversos fabricantes que se dedican a la construccin y comercializacin de equipos PVT, entre las ms importantes podemos destacar a: Chandler Engineering (Ruska), Temco, DB Robinsn y Vinci Technologies; estas empresas poseen en el mercado una gran cantidad de equipos los cuales se encuentran limitados por la presin mxima de trabajo, la cual no sobrepasa los 10000 lpca.RECUPERACION POR DEBAJO DE LA PRESION DE ROCIO No todos los yacimientos estn limitados por presin debido a la formacin de un bloque de condensado en la regin vecina al pozo, aunque todos experimentaran este fenmeno. El grado en el que la segregacin de condensado constituye un problema para la produccin, depende de la relacin entre la cada de presin experimentada dentro del yacimiento y la cada de presin total que se produce desde las reas lejanas del yacimiento, hasta un punto de control en la superficie PRIMERA EVIDENCIA DE GOTAS DE ROCO EN UN YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO Cuando se forman gotas de roco por primera vez en un yacimiento de gas, el lquido condensado es: inmvil esto ocurre porque El lquido condensado permanece inmvil debido a las fuerzas capilares que actan sobre los fluidos, esto se debe a que una vez formada una gota microscpica de lquido la misma se quedar atrapada en las gargantas de poros muy pequeos

CUANDO LA PRESIN CAE POR DEBAJO DE LA PRESIN DE PUNTO DE ROCO Zona 3, que consideraremos lejos del pozo productor donde la presin del yacimiento es mayor que la presin del punto de roco, solo hay una fase de hidrocarburo presente que es el GAS. Donde la presin de punto de roco del gas iguala a la presin del yacimiento original, pero no es fijo sino que se desplaza hacia afuera a medida que el pozo produce hidrocarburos y la presin de formacin cae. una Zona (2), es la regin de segregacin de condensacin, el lquido se separa de la fase gaseosa, pero su saturacin contina siendo suficientemente baja, como para que se mantenga inmvil, sigue existiendo flujo de gas monofsico, aunque se encuentran presentes ambas fases. la Zona ( 1) , la ms cercana al pozo productor, fluye tanto la fase gaseosa como la fase de condensado. Esto ocurre cuando la saturacin del condensado excede la saturacin crtica, y ambas fases fluyen hacia el pozo.

CONCEPTOS Y DEFINICIONES.-

Punto de Burbujeo (Pb): es la presin mnima en la cual estando en fase liquida se forma la primera burbuja de gas.

Punto de roco (Pr): es la presin mnima en la cual estando en fase gaseosa se forma la primera gota de lquido.

Curva de Burbujeo: son los puntos de fase liquida en los cuales aparece la primera burbuja de gas.

Curva de roco: son los puntos en la fase gaseosa en los cuales aparece la primera gota de lquido.

Punto cricondembrico (Pcdb): es la presin mxima en la cual coexiste gas y lquido

Punto Cridondentrmico (Tcdet): mxima temperatura en la cual coexiste la fase lquida y gaseosa.

Zona de condensacin retrograda: puede definirse como, la condensacin de lquido durante la expansin de gas a temperatura constante o la condensacin de lquido durante calentamiento de gas a presin constante.

Punto Crtico: es el punto en el cual convergen las curvas de roco y de burbujeo

Tcnicamente se han defino en forma General Dos tipos de yacimientos con sus respectivos subgrupos.