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Curso Gas Natural 1IngLUISDELCASTILLORODRIGUEZAo20031

Caractersticas del Gas NaturalEl NG es una mezcla de hidrocarburos gaseosos conalgunas impurezas, (N2, H2S y CO2). Los gases que contienen significativos montos de H2S o CO2 o ambos son llamados gases cidos. Estas impurezas deben ser removidas antes que el gas sea utilizado como combustible.Los hidrocarburos gaseosos son: metano,etano, propano, butano, pentanos y pequeos montos de hexanos, heptanos y algunas fracciones ms pesadas.2

Caractersticas del Gas NaturalEl NG es considerado formado por hidrocarburosde un enlace o parafnicos. Ocasionalmente existen componentes cclicos y aromticos. La composicin de un NG, puede variar sobre amplios rangos. La Tabla siguiente, muestra composiciones tpicas de diferentes reservorios de NG. Los hidrocarburosms pesados que el heptano, sonagrupadosenlacategora heptano plus oC7+3

ComposicindeTiposdeGasNatural4

GasGasNaNaturturaall

Constituyentes del Gas NaturalNo hidrocarburos5

(H2S, CO2, H2O, N2, etc

GasNatura

l

Metano

GasSeco

Etano

Propano y GasButano LicuadoLquidosGas

Pentanos + Petrleo

Natural

NG - ComponentesHidrocarburosMetano Etano Propano Butanos PentanosHexanosGases InertesN2CO2OtrosO2H2SMercaptanosHeptanosVapor dey superioresagua6

Propiedades del Gas NaturalPara entender la conducta de los gases con respectoa cambios en presin y temperatura, se considerarla conducta de los gases a condiciones depresin y= 60 F =temperatura standard:p=14.7 psiayT520R. Aesascondicionessedicequeelgasseconduce idealmente.uno en que:Ungasidealesdefinidocomo7

Propiedades del Gas Natural(1)Elvolumenocupadoporlasmolculasespequeo comparado al volumen total del gas.Todas las colisiones moleculares son elsticas.(2)(3)No hay fuerzasmolculas.atractivasorepulsivasentrelas8

Propiedades del Gas NaturalLey de Gases Ideales:Ley de Boyle:Boyleobserv experimentalmenteque a temperatura constante, el volumen de un gasideal esinversamenteproporcionalalapresinpara un peso o masa dada de gas.pv = constanteLey de Charles:Abajas presiones,elvolumenocupado por unaproporcional a suV/T = constantemasa fija de gas es directamentetemperatura absoluta.9

Propiedades del Gas NaturalLey de Avogadro:Aunapresinytemperaturadadas,unpesomoleculardecualquiergasidealocupa el mismo volumen, de manera que a 14.7psiagasyT=60F, unpesomoleculardecualquierocupa 379.4 pies cbicos.Combinando las tres leyes se tienela Ley delde moles.psia-ft3GasIdeal.pv = nRT, siendon= nmeroDespejando el valor de R, se tiene:14.7 psiax 379.4 ft3pvR=== 10.73nT1 lb-mol x 520 Rlb-molR10

Propiedades del Gas NaturalMezcla de Gases Ideales:Ley de Dalton:La presin parcialdeuncompo-nente en la mezcla es igual a la fraccin molar dedicho componente por la presin total.niPi =Pt = Yi x PtntLey de Amagat: El volumen parcial de un compo-nente en la mezcla es igual a la fraccin molar dedicho componente por el volumen total.Vi = Yi x Vt11

Propiedades del Gas NaturalPeso molecular aparente: Desde que una mezcla degases est compuesta de molculasde varios tama-os,no esestrictamentecorrectodecirqueunaSinmezcladegasestiene unpesomolecular.embargo, una mezcla de gases se comporta como sifuera un gas puro con un definido peso molecular.Este peso molecular es conocidolar aparente definido como: Ma = Yi x Micomopesomolecu-12

Propiedades del Gas NaturalEjemplo:Elairesecoesunamezclade gasesbsicamente de nitrgeno, oxgeno y pequeos mon-tosdeotrosgases, Determinarelpesomolecularaparente delcomponenteairede su composicin.Fraccin Molar YiNitrgeno Oxgeno Argn0.780.210.011.00Ma=0.78x28.01+0.21x32+0.01x39.94 =28.97 29Lagravedadespecficadeungasser,silagas13referimosentre 29.alaire,comoelpesomoleculardelg =Ma/29

Propiedades del Gas NaturalGases Reales:Para aplicar las leyes de gases ideales, a un gas real(fuera de las condiciones standard), se utiliza un factor de correccin. El de mayor uso en la indus- tria del petrleo, es el factor de compresibilidad del gas, mas comunmente llamado factor z. Definido como la razn entre el volumen real ocupado por una masa de gas a una presin y temperatura al volumen de gas que ocupara si su conducta fuera ideal.14

Propiedades del Gas NaturalVrealZ=Vreal=zxVidealVidealLa ecuacin de estado esVrealpxVideal= nxRxT ; p=nxRxTzpxV= z x n xEl factor de posicin delR x T ; donde para un gas idealz= 1compresibilidad es funcin de lagas, temperatura y presin. Loscom-datoscom-devaloresexperimentalesdelosfactoresdepresibilidad son dados grficamente.15

Propiedades del Gas NaturalMezcla de Gases Reales: Para poder encontrar z demezcladegases naturales,laleydelosestadoscorrespondientes es la utilizada. Considerando quetodo gas puro tiene el mismo factor z conpresin reducida y temperatura reducida, valores reducidos son definidos como :la mismadonde losTPTr=;Pr =TcPcdonde Tc y Pc , son la temperatura y presin crticaparaelgas.Losvaloresdebenestarenunidadesabsolutas.16

Propiedades del Gas NaturalDe la ley de estados correspondientes:Tpc= Yi xTci;Ppc= Yi xPciEstas cantidades pseudocrticas son usadas paramezclas de gases de la misma manera como laspresiones y temperaturas crticas reales sonpara gases puros.Problema 7.1:usadasCalcular el factor de desviacin delcomposicin molecular.gasz,dadasuTemperatura del reservorio188FPresin inicialreservorio 3180 psia17

Propiedades del Gas Natural(1)(2) (3)(4)(5)(6)(7)Ppc(2x4)(8)Tpc(2x5)Comp. Frac. PesoPres. Temp. MaMolar Molc. Crit.Crt. (2x3)MetanoEtano Propan N-butI-PentCO2.91.04.02.01.005 .01516.0430.0744.0958.1272.2667.8707.8616.3550.7490.4343.1 14.60607.728.3112.335.312.4516.07672.4312.2221.9913.317.654.14 8.21549.8665.7765.3828.8547.61.200.880.580.361.0244.010711.0018.64367.5218

Propiedades del Gas NaturalLasumadelacolumna(6)es elpesomolecularaparente de la mezcla, la presin pseudocrtica de lamezcla es la suma de la columna (7) y la temperaturapseudocritica es la suma de la columna(8).P3180Ppr=== 4.73PpcT672.37188 + 460Tpr===1.76Tpc367.52Con estosvalores en el grfico respectivo: z= 0.90519

20

Figure 5-8 GAS COMPRESSIBILITY FACTOR

Propiedades del Gas NaturalOtro mtodo es a partir de la gravedaddelgasPMa18.64g === 0.6432929con estevalorde los grficos:Ppc= 670 psia188+460Tpc= 375 R ;Calculamos:3180Pr == 4.75;Tr == 1.736703750.905con las dos reducidasz=21

Propiedades del Gas NaturalSinosequieretrabajarcongrficoparaladeterminacindelaspseudo-crticas,lasiguientefrmula es valedera para gasesmiscelneos.170.5 + 307.3 x gTpcPpc==709.6 - 58.7x gPara fluidos condensados= 187 + 330 x f - 71.5 xf2TpcPpcf2= 706 - 51.7 x f - 11.1 x22

Propiedades del Gas NaturalFactor de Volumen del Gas : Es el cociente entre elvolumen a una determinada presinal volumen a condiciones standard.ytemperatura,zxT ft3(zxnxRxT)/pBg== 0.0283(nxRx520)/14.7pscfsi queremos expresar en bl/scf0.0283 zxTzxT Bls= 5.04x10-3Bg =5.615ppscfFactor de Volumen de las dos fases:Incluye al petrleo y su gas liberado.Bt = Bo + Bg (Rsi- Rs )Este factor siempre se incrementa cuandodeclina.la presin23

Propiedades del Gas NaturalViscosidad del Gas:Laviscosidadesuna medidadelahabilidaddelfluido a fluir. Tambin es un cociente entre el esfuer-zodecortealratededeformacin.Laviscosidaddinmica es expresada en centipoises.La viscosidad del gas es difcil de medir experimen- talmente y puede ser obtenida de correlaciones em- pricas. La correlacin de Lee indica que la viscosi- dad del gas es slo una funcin del peso molecular o gravedad del gas y de la temperatura.24

Viscosidad del Gas Natural10-4exp (Xgy)La ecuacin de Lee es:=KxdondeT1.5(9.4 + 0.02 x M )K =209 + 19 x M + TY= 2.4 - 0.2 x XX= 3.5 + 986/T +T = R,0.01xMM = PMy g= gr/cm3g = cp,La densidad de gas en gr/cm3 ser:g x pg = 0.0433z x Tg= gravedad del gas respecto al aire25

Viscosidad del Gas NaturalProblema:Determinar por el mtodo de Lee, la viscosidaddelT=gas cuya sp.gr= 0.8 a150F.una presinde2000psiayM= g x 29 = 0.8k= 117.96X= 5.35 y=1.33g= 0.1436x 29= 23.210-4exp[(5.35)(0.1436)1.33]g=117.96 xg = 0.0177 cp26

Reservorios de gas secoIntroduccinLos reservorios de NG seco son reservorios en quelos fluidos de HC contenidos existen totalmente co- mo fase vapor a valores de presin iguales o menores que el valor inicial. A no ser de petrleos crudos saturados y condensados el NG no cambia de fase porreduccin de presin del reservorio. Las prediccionesde performance son entonces relativamenteEcuacin volumtricasimples.7758 Ah (1 Swi )G gi G = Gas Original in Place, scf27

Reservorios de gas seco5.04 x103 TzRB/SCF gi Sipgiest en CF/SCF, la ecuacin ser:0.0283Tzp43560 Ah (1 Swi )G gi giEj: Estimar el GOIP en reservorio con extensinarealde 2550 acres, espesor promedio de 50, promedio20%,Swi= 0.2 y z=0.88 a Tr = 186F, pi = 2651 psia.43560 x2550 x50 x0.2 x(1 0.2)9G 16.428x10 scf0.0283x646x.88265128

Reservorios de gas secoEcuacin de Balance de MaterialesUsando el concepto de volumen constante del Tanque sea Ggi el volumen original de HC en el reservorio (bl) a la presin inicial del reservorio pi. Asumiendo que en una subsecuente presin p; Gp SCF de gas yWp STBW han sido producidos en superficie; Webarriles reservorio de agua han entrado al reservorioy que el volumen remanente de gas en el reservorioes (G - Gp)g. Desde que el reservorio que siendo considerado se asume constante, seesttiene:Ggi= (G -Gp)g + We - Wp w gi ) We WpwG(gG p g29

Reservorios de gas secoEn reservoriossininflujo y produccin de agua,ser:G(g gi )gi G p gi gG p G p 1 1 GGggG pG ppppp / z i i 1 pi / ziGzziziGdonde un ploteode p/z vs Gp ser una recta de pen-diente: ( pi/zi)(1/G) e interseccin pi/zi. Por lo quetanto G y pi, pueden ser obtenidos. Hallados ellos, a cualquier presin puede determinarse un valor de Gp. Otra forma de escribir la ec. BM, es la que relaciona empujes con producciones.G(g -gi) +Gp g +Wp wWe =Expansin gas + Entrada de Agua = Produccin (gas + agua)30

Reservorios de gas secoLa ec.indica que a condiciones de reservorio, volumenque se expande del gas inicial ms el volumen de aguaneto ingresado al reservorio = fluidos extrados.AplicacionesLa Ec. de B.M para un reservorio de gas sirve para:--estimar G, (GOIP) de la performance del pozo,determinar la existencia y estimar la efectividad decualquier empuje de agua propio, y determinar la performance y reservas.-Puede tambin verificar posibles extensiones a unreservorio parcialmente desarrollado, donde el GOIP es mayor que el estimado por la ec. volumtrica y donde el impulso de agua se estima muy dbil.31

Reservorios de gas secoReservas y Predicciones Performance ReservorioEl operar y desarrollar eficientemente un reservoriode NG depende del conocimiento de su performance futura. Para ello se debe tener pronsticos de la recuperacin como funcin de la presin o tiempo eidentificar las fuentes de energa para la produccin. Estas sern ya sea de expansin del gas o una combi- nacin de expansin de gas e influjo de agua.Estimar Reservas Recuperables requiere predecir lapresin de abandono, en la que no es rentable produc-cin adicional del pozo. El Factor de Recuperacin del BM es:32

Reservorios de gas secogiG p 1 %recuperadoGgProblema 10.1: Para reservorio con los datos debajo,calcular la produccin Acumulativa de Gas y el fac-tor de Recuperacin a una pa = 500 psia, donde:ga= 6.45 RB/Mscf; pi=3150 psia; A =640 acres;h =10'; G =8.882x106 Mscf; =0.22;Swi=0.23gi=0.947 RB/MscfFactor Recuperacin =(1-gi/ga) = 0.85317829Produccin Acumulativa =G x FR = 7.578x106 MscfProblema 10.3: De los datos debajo y el ploteo de p/zvs Gp de la Tabla, estimar la produccin AcumulativaGas y el factor de recuperacin a pa = 500 psia33

Reservorios de gas seco34Usando los datos debajo y el ploteo de p/z vs Gp de la Tabla, estimar la produccinAcumulativa de Gas a una presin de abandono de 500 psia y factor de recuperacinpi =4000 psia

pa =500 psia

Historia de Presin del Reservorio y Produccinzi =0.8

pi (psia)Gp (MMszp/z

za =0.94

400000.85000

35002.460.734794.52055

30004.920.664545.45455

25007.880.64166.66667

200011.20.553636.36364

500

0.94531.914894

Pendiente=-121.673

Intersecc5072.49

G=41.6896MMscf

FR=0.89514

Gp=37.3179MMscf

Reservorios de gas seco35

Reservorios de gas secoNo obstante ser tericamente correcto, p/z no es unbuen mtodo para determinar la existencia de entradade agua y por tanto no es seguro para el clculo delGOIP. Los mtodos de Samaniegoson ms adecuados para el anlisis vorios de gas.Mtodo de Samaniegoy Havlena y Odehhistrico en reser-G p p / z 1 Tomando logaritmos dela ecuacin:Gp/ zii p / z )log(1 log G log Gpp / ziique es una recta de 45 en un grficolog.36

Reservorios de gas secoDado que la ecuacin es vlida cuando We=Wp=0, siel ploteo de valores histricos d una recta a 45 engrfico log, se podr interpretar que no existe entrada(1 p / z de agua y cuandose obtiene G. La Figura) 1p / zi imuestra tambin la forma de la curva para dos situa-ciones diferentes: entrada de agua y compresibilidadexcesivamente elevada y variable del volumen poral.-En el caso de entrada de agua a partirque semanifiesta, el mantenimiento de presin hacelog(1 p / z que la funcinla recta de 45.se ubique por debajo de)p / zi i37

Reservorios de gas seco-La compresibilidad excesiva del volumen poralocurre generalmente en arenas no consolidadas,que ante las primeras extracciones de fluidos cambian su empaquetamiento, disminuyendo sensiblemente el volumen poral. El efecto es un mantenimiento de presin inicial y un posteriorcomportamiento normal, luego que la compresi-bilidad poral alcanza los valores habituales.Incluyendo los dos empujes antes mencionados la ec.BM ser:G(g -gi)+ We+Ggi[(cwSwi+cp)/(1-Swi)](pi-p) = Gp g +Wp wEl cambio en el empaquetamiento se nota en Fig. p/z.38

Reservorios de gas seco1p / zlog(1 )pi / zilog Gpde Gas - Mtodo de SamaniegoBM Reservorio39

We = 0We0cp alta yvariable

G

Reservorios de gas secop/zGpEfecto de alta compresibilidad de la rocaen p/z40

We0 cp alta yvariableWe = 0

Reservorios de gas seco Mtodo p/z41pzGp CFx109p/zp/z ajustado

32000,913503503,01043479,55996Pendiente31730,91135,3843481,839133464,95594-2,71248493631560,911110,7683463,944683450,35192Interseccin31380,910416,1523446,836563435,747913479,55996231100,906721,5353430,020963421,1466G SCF29900,906163,6933299,856533306,793661,28279E+1227600,899137,7883070,077863105,81209

25400,8928219,9132844,982082883,04926

23600,8922299,1182645,146832668,20689

21700,8967381,2432419,984392445,44407

20200,8998452,4182244,943322252,38295

18750,9014518,1182080,097632074,17269

17300,9034581,9931914,987821900,91272

15900,906640,3931754,966891742,5036

Reservorios de gas seco42

Reservorios gas seco Mtodo Samaniegoii43pzGp CFx109p/z(!-pz /p z)*103logylog Gp

y

32000.913503503.0104

31730.91135.3843481.839136.0437355970.781305460.73110505log(Interseccin)31560.911110.7683463.9446811.152041491.047354381.032135050.09072708131380.910416.1523446.8365616.035877091.205092721.20822631Pendiente31100.906721.5353430.0209620.836205471.318818631.333144880.92897097329900.906163.6933299.8565357.994081781.763383681.80409171Interseccin27600.899137.7883070.07786123.58870972.09197882.13921140.0012323325400.8928219.9132844.98208187.84652222.273803162.3422509log ordenada23600.8922299.1182645.14683244.89324142.38897682.475842552.90927291921700.8967381.2432419.98439309.1700822.490197462.58120188log abcisa20200.8998452.4182244.94332359.13883642.555262372.655539883.13171563218750.9014518.1182080.09763406.19713092.608736852.71442868G17300.9034581.9931914.98782453.33081972.656415252.764917761354.3023515900.906640.3931754.96689499.01179642.698110812.80644658

Reservorios de gas seco44

Reservorios de gas secoMtodo de Havlena y OdehLa ec. BM escrita de la siguiente manera:G Eg + We + GF = Gp g + WpEpw= F;siendo:Eg = g -giEpw=gi[(cwSwi + cp)/(1-Swi)] (pi-p)Luego, despreciandoEpwF = G Eg+ We F We ( z / p ) G GpEgEgz / p zi / piF= de la produccin y la presin; Egde lapresin.Luego habrn puntos de F y Eg como valores de presin promedio hallan sido determinados.45

Reservorios de gas secoPor lo tanto es posible gradicar F/Eg vs Gp. Si no hayentrada de agua se obtiene una horizontal. Elmtodoesms sensiblequep/zalanalizarlaentradadeagua.F/EgGpde Gas Mtodo de Havlena y OdehBM Reservorios46Acufero potenteAcufero dbilWe = 0

GOIP = G

Reservorios de gas seco47pzGp CFx109p/z(1/p/z)10-4(F/Eg)*1011

32000,913503503,01042,8547

31730,91135,3843481,839132,87208,908431560,911110,7683463,944682,88699,655631380,910416,1523446,836562,901210,072431100,906721,5353430,020962,915410,335429900,906163,6933299,856533,030410,982727600,899137,7883070,077863,257211,148925400,8928219,9132844,982083,515011,707123600,8922299,1182645,146833,780512,214221700,8967381,2432419,984394,132312,331220200,8998452,4182244,943324,454512,597318750,9014518,1182080,097634,807512,755317300,9034581,9931914,987825,222012,838215900,906640,3931754,966895,698112,8332

Reservorios de gas seco48

Reservorios de gas hmedoReservorios Volumtricos de Gas Hmedo y deGas y CondensadoComo los gases secos, la primaria composicin degas hmedo es metano, sin embargo a diferenciaundelosgasessecos,losgaseshmedostienen msmolculasde hidrocarburospesados.Debidoaestacomposicin, la formacin de una fase lquida en elwellbore y equipode produccin ensuperficieacompaa a la reduccin de la presin y temperaturadurantelaproduccin. Enesteconceptohmedono significa que un gas esrefiere a los hidrocarburoscondiciones de superficie.hmedo con agua sino selquidos que condensan a49

Reservorios de gas hmedoLa conducta de sistemas de gas hmedo es mejorilustrada con el diagrama de fases de la Fig. 10.2. Elfluido del reservorio es clasificado como un reservorio de gas hmedo, si existe una sola fase de gas a condiciones de reservorio pero a condiciones de presin y temperatura en superficie caen en la reginde dos fases. La lnea de presin en la Fig 10.2 no entra dentro de la envolvente de dos fases; entonces, no se forman hidrocarburos lquidos en el reservorio. A condiciones de separacin, sin embargo, se estdentro de la curva envolvente y condensados del gas se tienen en superficie.50

Reservorios de gas hmedoParaunreservorio de gashmedo,elGOIP,G,dequelosincluyeelgasyelequivalenteengashidrocarburos lquidos producidos, es:7758 Ah G (1 S)wigi dondegiesdefinido a condicionesinicialesdelreservorio. Debido a que se produce gas condensado ensuperficie, las propiedades del gas en superficie y en el reservorio son diferentes. Consecuentemente, el uso de la Ecuacin anterior, requiere el conocimiento de laspropiedades del gas a condiciones del reservorio. Un anlisis de laboratorio recombinando la produccin de fluidos en superficie, es la fuente ms aproximada de51

Reservorios de gas hmedoesas propiedades; sin embargo, en su ausencia, sepueden estimar estas propiedades usando correlacionesde los datos de produccin en superficie.Estas correlaciones son recomendables para fluidos en que el total de los componentes no hidrocarburos (ie, CO2, H2S y N2) no exceden al 20%.De acuerdo a Gold para un sistema de separacin entres etapas, consistente de un separador de alta presin,unseparador debaja presiny unostocktank,lagravedad del gasrecombinacin deen el reservorio es estimada de unalos fluidos producidos del pozo.52

Reservorios de gas hmedoR1 1 4602o R22 R33 133316 owR1 R2 R3Mosimilarmente,para un sistemadeseparacinendosetapas, consistente de un separador dealta presin ystocktank,lagravedaddelgasenelreservorioesestimada con:R1 1 4602o R33 133316 owR1 R3MoSi el peso molecular del lquido stocktank (ie: los con-densados producidos en superficie no son conocidos),se lo estima usando:53

Reservorios de gas hmedo 5954 M o API 8.811Estimados aproximados de propiedades del gas a con-diciones del reservorio requieren que toda la produc- cin de gas y liquido en superficie sea recombinada deacuerdo alasecuacionesanteriores.Sinembargo,comolaproduccin degasde separadoresde bajapresinystocktankamenudono es medidaGolddesarrollproducidocorrelacionesdel separadorpara estimar el gas adicionalsecundario y stock tank, Gpa, yel vapor equivalente de la primaria separacin lquida,Veq.Esascorrelaciones,expresadasentrminosdedatos de produccin generalmente disponibles son54

Reservorios de gas hmedousadas en la siguiente ecuacin, al estimar la gravedaddel gas en el reservorio:R14602o G pawR V1eqLuego que la gravedad del gas a condiciones del reser-vorio es conocida, se pueden usar los mtodos ya esta-blecidos para determinar z. Usando este valor, se puedeestimar elG con la respectiva ecuacin.para sistema de tres etapas de separacin es:GpayVeq1.0792 1.1960.97056.80490.55367 2.9922 (ps1 14.7)1G paVeq APITs1Ts21.2094 0.84911 0.269870.793184.6612 535.92 2.6231psl1 APITs1Ts255

Reservorios de gas hmedoGpayVeqpara sistema de dos etapas de separacin es:1.1436 0.934461.33947.0943 1.4599 (ps1 14.7)1G paVeq APITs11.05445.08311.58120.7913 635.53 0.36182 psl1 APITs1Debidocionesalacondensacin,algodegasalascondi-del reservorioesproducidocomolquidosenensuperficie. La fraccin del GOIPqueserproducidofasefgaseosa en la superficiees: R t g132800 o RtM o56

Reservorios de gas hmedodonde Rt es el GOR total de todas las etapas de separa-cin. La fraccin del GOIP, G, que serla fase gaseosa es:Gg f Gy el original condensado in place es:producidoen1000 f g GN R tAnotar que este procedimiento de clculo es aplicablea reservorios de gas y condensado solamente cuando lapresin del reservoriopresin dew point.estencimadelaoriginal57

Reservorios de gas hmedoCalcular el Gas y Condesado Original in Place para unReservorio Volumtrico de Gas Hmedo.Estimar por el Mtodo Volumtrico, el G (Gas Inicial in Place),la fraccin de G que ser producido en fase gaseosa y el oilinicial (condensado) in place, usando los datos dados debajo.Tabla da datos iniciales de produccin en superficiepi = 5500 psia; h= 50'; T = 288F = 288+460= 748R; = 0.21; A = 1000 acres; Swi= 0.32Tabla 10.1 Datos de Produccin Inicial en SuperficieLasp.gr de fluidos Produccinen superficie de CampoCondiciones Separador PresinTemperatura(psia)20014.714.7F626060Separador primarioGas stock-tankOil stock tank 54.50.721.23API59,550 scf/stb415 scf/stb1050 stb/d58

Reservorios de gas hmedoSolucin.1. Calcular las propiedades del condensado a STO 141.5 141.5 0.76o131.5 API131.5 54.5El PM del condensado es: 5954 5954 M 130.3 lbm / lbm molo API 8.81154.5 8.8112.Para sistema de separacin en dos etapas, usamoslaecuacin respectiva:R11 4602 o R 3 3(59,550)( 0.72) (4602)( 0.76) (415)(1.23) w 0.77 133316 o R(133316)( 0.76)59,550 415R13M130.3o3.Clculo de la pseudocrticas:59

Reservorios de gas hmedo 756.8 131 3.6 2 756.8 (131)(0.77) (3.6)(0.77)2 655 psiappchh 169.2 349.5 74 2 169.2 (349.5)(0.77) (74)(0.77)2 395 RTpchhCon estos valores de la pseudocrticas, calculamospseudoreducidas:ppr= 5500/655 = 8.4Tpr= (288+460)/395 = 1.89Luego, determinamos el factor de desviacin a laslascondiciones iniciales del reservorio zi = 1.064.El factor de volumen a condiciones inicialesdelreservorio es:5.04 T zi (5.04)( 288 460)(1.06)gi 0.72pi550060

Reservorios de gas hmedoDe la ecuacin respectiva el G, que incluye el gas yGE de los condensados, es:el7758 A h (1 S(7758)(1000)( 50)( 0.21)(1 0.32) 76.9x106 McfG ) wi0.72gi5. La fraccin del G (gas original in place) queproducido en fase gaseosa en superficie es:ser R t 59965 f 0.99g132800 132800(0.76) o 59965 R t Mo130.3donde el GOR total producido es:Rt = R1 + R3 = 59550+415 = 59965 scf/STB La produccin de gas en superficie es: Gg = fg G = (0.99)(76.9) = 76.1 x 106 Mcf61

Reservorios de gas hmedo6. El volumenoriginal de condensados in place es:61000 f g G(1000)( 0.99)( 76.9x10 Mscf ) 1.3x106 ST BN R t59965 scf / ST BEjemplo 1.9 Estimar con correlaciones, la sp.gr de un fluidode gas y condensado, y el rate de flujoDatos de Produccin Inicial enSuperficieCondicionesSeparadorsp.gr de fluidosen superficieProduccinde CampoPresin(psia)TemperaturaFSeparador primario 0.7127,040 scf/stb1050 stb/d70014.79060Oil stock tank55.8 APIOtros datos son:qs1= 352 Mscf/D ;Qg,seco=680 MMscf.62

Reservorios de gas hmedo1. DeterminamosGpa..De la ecuacin respectiva:G 1.4599 (700 14.7)1.3394 (0.712)7.0943(55.8)1.1436 (90)0.93446 1223.2 scf / STBpa2.Similarmenterespectiva:determinamosVeqdelaecuacinV 635.53 0.36182 (700)1.0544 (0.712)5.0831(55.8)1.5812 (90)0.7913 1692.1 scf / STBeq3. La gravedad especfica del lquido stock tank o es: 141.5 141.5 0.756delo131.5 API 131.5 555.84.Calcularla sp.gr.gasacondicionesdelreservorio con la ecuacin:R1 4602 o G pa(7040)( 0.712) (4602)( 0.756) 1223.2 w 1.112R1 Veq7040 1692.163

Reservorios de gas hmedo5. El rate de flujo de gas que sale del pozo es:Veq ) 352 (1 1692.1) 437 Mscf / Dq q(1 s1R170406. El acumulado de flujo de gas que sale del pozoes:Veq ) 680 (1 1692.1) 843 MMscfQ Q(1 g,hmedog,secoR170407. Una vez estimada la sp.gr. del gas, podemos calcularlas pseudocrticas: 756.8 131 3.6 2 756.8 (131.8)(1.112) (3.6)(1.112)2 606.68 psiappchh22 169.2 349.5 h 74 h 169.2 (349.5)(1.112) (74)(1.112) 466.34 RTpc8. Las pseudoreducidas para una Pr = 3700 psia y Tf = 100F; ppr= 3700/606.68 = 6.1;Tpr= (100+460)/466.34 = 1.2 .El factor de desviacin z ser: z = 0.7964

BM Reservorios de Gas HmedoUn reservorio de gas hmedo se caracteriza porque enel reservorio, todos sus HC estn en estado gaseoso.Dado que el BM se realizaen reservorio, todas lasecuacionesdeducidasparagassecodeBM,sonvlidas para gas hmedo. Lanica precaucin consis-teenconvertiren GE,el condensadoproducidoeincluir el mismoSe define comoen Gp.GE de los HC, al volumen que ocu-para esa masa si continuase siendo gas. Luego, apli-cando al condensado, la leyde los gases ideales (acondiciones estndar los gases tienen comportamientoideal),el GE por unidad de volumen lquida GEq es:65

BM Reservorios de Gas HmedoGEqGEqGEq===v gas / v cond. = nRTcs/pcsv cond.(m cond. / v cond.)(RTcs/pcsPM cond.) cond. RTcs/pcsPM cond.Siendo: m = masa; = densidad. SiTcs= 520 R;= 14.7 psi; R = 10.732[psixft3/(lb-mol)R]pcscond. (lb/bl) =350 cond.GEq(cf / bl) = 133000 cond. / PM cond.De no haber ensayos de laboratorio, el PM deldensado puede determinarse mediante la frmula: PM cond. = 5954 / (API - 8.811)con-Unprrafo especialmerece laproduccindeagua.Cuandola mismasaledelreservorioenformadevapor, ser reconocida por ser dulce y deber hallarse66

BM Reservorios de Gas Hmedoel GE, que para el agua se covierte en:GEwq (cf/bl) = 133000x1/18 = 7390MC Carthyycolaboradores, presentan unacorrela-cindecontenidodevaporadistintaspresionesytemperaturas, que tiene incluso algunas ventajas sobrelos valores experimentales. En efecto, el agua liquidaresulta a veces medida por defecto, debido a que partede ella suele continuar en fase gaseosa acondicionesagua en los reservorios,del separador.gases, a T y pson menores aEl contenido de vapor deiniciales habituales en los1 bl/mmcf.A medida que la presin delreservorio disminuye, el contenido de agua aumentaa, por ej., 3 bl/mmcf. Este contenido adicional viene67

BM Reservorios de Gas Hmedode la vaporizacin del agua intersticial; por lo tanto elagua dulce producida en exceso respecto al contenidoinicial, debe considerarse en Wp y no en Gp.Respecto a la produccin de la fase gas, a los cauda-les de gas medidos en separador debe adicionarse el gas que se desprende en tanque. Este volumen dificil-mentesemide,peropuedehallarsedecorrelaciones.68

BM Reservorios de Gas Hmedo69GE gas=0.73separador

Tf =100F

API conde=50

x

y

FechaGpNpP psiaGEqGEq+GpGewqGE totPsrTsrZP/ZF/Eg

MM PCBbl

MM PCMM PCMM PCMM PC

30/6/87

30/6/881,80032000346122.971822.9713.301836.275.221.420.775446634725.631/8/893,90069400337049.813949.8128.823978.635.081.420.760443466777.530/9/905,850100400320972.055922.0543.235965.284.841.420.755425060513.331/10/919,4501682003029120.719570.7169.849640.554.561.420.750403967196.3

79,5421411695

1013.1280555.45587.8281143.27

1.42

PMcond= 144.55316 cond.= 0.7796143EGq= 717.65987

Psc= Tsc=663.593

Interseccin= 4608.44 pi/zi= 4715.14Pendiente = -0.058109 GOIS= 81143.3

pi= 3678Pisr= 5.54255431Tsr= 1.42 z= 0.78 pi/zi= 4715.38462

411.3512

Interseccin= 4608.467 pi/zi= 4715.17Pendiente= -0.059279 Gp= 79542.3

R1=56250GE=0.78377

BM Reservorios de Gas Hmedo70

BM Reservorios de Gas y CondensadoSer necesario tomar en cuenta dos efectos: el ya discutido, referente a los lquidos producidos, que aligual que en el caso anterior salen del reservorio engaseosa, yfase el fenmeno de condensacin en subsuelo, que provocauna cada de presin adicional, al dejar disponible, para la menor masa remanente, un volumen poral prctica- mente inalterado.El segundo efecto se toma en cuenta a travs del z bifsico. Se define como z bifsico. Al cociente entre el volumen real ocupado por determinada masa de gas y condensado res- pecto al volumen que ocupara igual masa, si gas y liquido se comportasen como gas ideal.71

BM Reservorios de Gas y CondensadoSea un reservorio sin entradadeagua dondeWe=Wp=0z 2f (Vg Vl ) /Vg id ealVg n g z g RT / pVl n l z l RT / pLuegoV (n n )RT / pg id ealglz 2f n g z g /(n g n l ) n l z l/(n g n l ) yg z g yl z ldonde y son las fracciones molares de cada fase.Cuando p tiende a la presin atmosfrica, zg tiende a uno,zl a cero, y por ende,z2fyg72

BM Reservorios de Gas y CondensadoHay tres formas de determinar el z bifsico:Pruebas de laboratorioAnlisis de la historia de produccinCorrelacionesLas primeras son similares y utilizan las mismas fr-mulas. Sea un reservorio volumtrico con We= Wp= 0 y volumen inicial de gas Gicr(o una celda de volumen inicial Vi). En ensayo a volumen constante.La ecuacin que se obtiene para z2f, se puede aplicar tanto a la historia de presin de reservorio sin entradade agua, como a los fluidos extrados de una celda enuna prueba de laboratorio. Gp debe incluir los EG deloslquidos producidos.73

BM Reservorios de Gas y Condensadon r n i n p pG icr z 2f/RTn i pi G icr/ zi RTDividiendo ambas ecuaciones yordenandop /z 2f pi / zi (1 n p / n i )Aplicando la ley de los gases alnes estndar y al gas producidogasinicialacondicio- n i RTcspcs G ics n p RTcspcs G pn p / n i G p /G ics p /(pi / zi )(1 G p /z 2fG ics74

GOIP por BM -Gas Condensado VolumtricoGT2gi=(GT -GpT)g= Gas TotalGT2gidonde:en el reservorio, que incluyeel gas y el GE de los condensados producidos, a lascondiciones iniciales de presin, encima del dew point, RB; (GT - GpT)g= Incluye el volumen ocupado por la fase vapor de HC y el vapor equivalente de la fase lquida, despus de una cierta produccin a una presindebajo de la presin inicial y del dew point;2giy gsonlos factores de volumen del gas, basados en factores z dedos fasesvamente,a condiciones iniciales y posteriores, respecti-RB/MSCF. Tambin puede rearreglarsecomo:recta.75GpT pppun ploteo de p/z2f vsGpTser una i i z2z2iz2iGT

Clculop/z2fLaboratorioVolumenConstante76FACTOR DE DESVIACION BIFASICO

Datos de ensayo de laboratorio.

Volum en

liquido retrogr

(cm 3)

GasVolum en deVolum en liquido

Pproducido (cm 3)recipienteretrogrado

Volum acum

(PSIA)a 195F y P recip947.5 cm 3(% vol hidroc)zVolum en a SC(cm 3)GcscGp(1-Gp/Gisc)(pi/zi)Z 2f

29600000,7710,00,01964310,01,003839,20,7712500175,362,56,60,79429805,42980519643129805,40,853839,20,768200022777,78,20,80530454,76026019643160260,10,693839,20,7511500340,4757,90,83533020,89328119643193280,90,533839,20,7441000544,767,27,10,87533615,8126897196431126896,70,353839,20,736500108156,960,94530885,7157782196431157782,40,203839,20,662

Tsc(R) =520

Psc=14,7

Interseccin=3839,169909

Volumen de la celda a SC (cm3)=196431Pendiente=-0,019544611

Pi/zi=3839,2

G =196431

Constante=0,054006335

GOIP por BM -Gas Condensado VolumtricoZ Bifasico1.0000.9500.9000.8500.8000.7500.7000.6500.6000.5500.500050010001500200025003000350077

Z 2fZ monof asico

GOIP por BM -Gas Condensado Volumtrico78

Reservorios Gas Seco con Influjo de AguaMuchos reservoriosdegas nosoncompletamentecerrados pero estn sujetos a algn influjo natural deagua desde un acufero. La invasin de agua ocurrecuando la presin en la frontera reservorio/acufero sereducedebidoa laproduccin de gasdesdeelreservorio. Se ha derivado la ec. para unvolumtrico con la premisa que el volumenreservorioreservorioocupado porel gas permanececonstante enla vidaproductiva de dicho reservorio.Sin embargo,enreservorios de gas con influjo de agua, este volumendecrece por un monto igual al volumen neto de aguaque entra al reservorio y permanece sin producir.79

Reservorios Gas Seco con Influjo de AguaEntonces, si se puede estimar ambos, la saturacin degas inicial y la saturacin de gas residual al abandono(i.e, las saturaciones finales), se puede usar las ecs. volumtricas para calcular las reservas de gas en un reservorio de gas con influjo de agua. Bajo estas condiciones, se puede considerar el volumen de gasinicial y el volumen de gas remanente, ms el volu-men de agua que ha entrado al reservorio. Empezandocon la ec. de Produccin Acumulativainicial y final saturacin.entrminosde7758 Ah (1 Swi ) 7758 Ah (1 Swa )G pgiga80

Reservorios Gas Seco con Influjo de AguaEn trminos de Sgr, al abandono la ec.anteriorser:7758 Ah S gr 7758 Ah (1 Swi )Gpgiga7758Ah(1 Swi ) [1 giSgr ]oGpga (1 Swi )giEstas ecs. fueron derivadas con la implcita asuncinque la Eficiencia de Barrido para el gas es 100%. En efecto el agua puede desplazar al gas ineficientemente en algunos casos. Resultados de estudios de flujos encores, sugieren que significativos volmenes de gas pueden ser bypaseados y eventualmente atrapados por el avance del frente de agua.81

Reservorios Gas Seco con Influjo de AguaEn adicin, debido a la heterogeneidad de los reser-vorios (i.e fracturas naturales y estratigrficas) y dis-continuidades (ie fallas sellantes e intercalaciones de lutitas de baja permeabilidad), la invasin de agua no barre algunas porciones del reservorio en forma efec- tiva, resultando en altas saturaciones de gas residualen esas reas no barridas y mayores presiones de abandono que para reservorios volumtricos de gas seco. Para tomar en cuenta las porciones no barridas del reservorio, se introduce una Eficiencia de BarridoVolumtrica, Ev, dentro de la ec. volumtrica. Con Evla ec, puede ser reescrita como:Gp = G [Ev Ga + (1-Ev) Gt]82

Reservorios Gas Seco con Influjo de AguaGt = volumen del reservorio ocupado por el gas atrapado por la invasin de aguaPor tanto:7758Ah(1 Swi ) [E7758Ah(1 Swa )) 7758Ah(1 Swi ) ]G (1 EpvvgigagaEsta ec. puede ser rearreglada para encontrarF: gi ( S gr7758 Ah (1 Swi ) [1 (1 Ev )]GEpvSEgigagivDe aqu:F [1 E gi ( S gr (1 Ev )]vSEgagiv83

Gp [1 Ev()]vSEpvSEvSE84Ejemplo 10.2 Calcular las Reservas de Gas y el Factor de Recuperacin para un Reservorio de Gascon Influjo de Agua, con los siguientes datos y Eficiencias de Barrido de 100% y 60%

pi =2500 psia1.Cculo de gi y ga

A =1000 acres

zi =0.86Bgi =1.1096064

Swi =0.25Bga =2.36544

pa =750 psia2. Para Ev = 100% .La reserva a la pa = 750 psia es estimada con la ecuacin:7758Ah (1 Swi ) gi S gr (1 Ev gi ga S gi Ev

h =10 pies

za =0.55

Sgr =0.35

=0.2

T =180 FGp =8226213.23Mscf

3. El factor de Recuperacin es:

F [1 E gi ( S gr (1 Ev )]ga gi v

FR =0.7811262

2a. Para Ev = 60% .La reserva a la pa = 750 psia es estimada con la ecuacin:

G 7758Ah (1 Swi ) [1 E gi ( S gr (1 Ev )]gi ga gi v

Gp =7172495.06Mscf

3a. El factor de Recuperacin es:

F [1 E gi ( S gr (1 Ev )]ga gi v

FR =0.68106961

Reservorios Gas Seco con Influjo de AguaDebidoatrapadoa que elgasesa menudo bypaseado yporlainvasindeagua,factoresderecuperacin parareservoriosconempujedeaguaparapuedenser significativamentemenoresquereservoriosexpansinvolumtricosqueproducenconsimpledegas.Lapresenciadeheterogeneidadpuede en adicin reducir el factor de recuperacin.Como ya se indic, ltimas recuperaciones de 80 a90% son comunes en reservorios volumtricos de gas,mientrasque tpicos factores derecuperacinenreservorios de gas por empuje de agua pueden estarentre 50 y 70%.85

Reservorios Gas Seco con Influjo de AguaLas ecs. anteriores requieren estimados deSgry Ev.estudios de flujo de cores de muestras representativasdel reservorio son los mejores mtodos para determi- nar saturaciones de gas residual. En ausencia de estu- dios de laboratorio Agarwal propuso correlaciones para estimar esta saturacin. Aunque ellas son basa-das en estudios de laboratorio representando un am- plio rango de litologas y propiedades petrofsicas, esas correlaciones sumarizadas en el Apndice J, pue- den no ser vlidas para todas las situaciones y debenaplicarse con criterio. Tambin se puede usar simula- cin numrica para estimar eficiencias de barrido vo- lumtricas, si suficientes datos del reservorio estndisponibles.86

Mtodos para Estimar el Influjo de AguaEl Influjo de Agua es el resultado de una reduccin enla presin del reservorio siguiente a la produccin degas.Elinflujo deagua tiendeamantener totaloparcialmentelapresindelreservorio. Engeneral,tanto la efectividad del sistema de soporte de presin ylosratesdeinflujodeaguasongobernadosporlascaractersticasdelacufero,queprincipalmenteincluyen la permeabilidad, espesor, extensin areal ehistorialdepresinenlaquefronteraoriginalreservorio/acufero.Anotarenlaprctica,laestimacinde laentradadeagua esmuyincierta,especialmentedebidoala faltadedatossuficientespara caracterizar al acufero totalmente (especialmentela geometra y la extensin areal).87

Mtodos para Estimar el Influjo de AguaDebido a que los pozos raramente son perforados den-tro de un acufero para obtener informacin, estos da-tos deben ser ya seaga y caractersticasGeneralmente, losinferidos o asumidos de la geolo-del reservorio.sistemasreservorio/acuferosonclasificados ya sea como de agua de flancos o agua defondo. En sistemas de empuje de flancos, el agua se mueve dentro de los flancos del reservorio, mientras que el empuje de agua de fondo ocurre en reservorioscongranextensinarealyestructurasconligerainclinacin dondeelacuferoestcompletamentesubyacente al reservorio.88

Mtodos para Estimar el Influjo de AguaLos mtodos de van Everdingen y Hurst y el de Cartery Tracy son aplicables a geometras edge water driveo para geometras combinadas que pueden ser mode- ladas como sistemas edge water drive; el mtodo de Fetkovich es aplicable para todas las geometras. Mtodo de van Everding-HurstEn 1949, van Everding y Hurst presentaron un modeloen estado inestable para predecir el influjo de agua.ComolaFiguralomuestra,elsistemareservorio/acufero es modelado como dos cilindros concntricoso sectores de cilindros. La superficie del cilindro inte-riordefinidaporelradiorr,representalafronteraexterior89reservorio/acufero, mientras que la superficiees la frontera del acufero definida por ra.

Mtodos para Estimar el Influjo de Agua90

Mtodo de van Everding-HurstEl flujo radial delmatemticamenteagua desde el acufero es descritacon la ec. de difusividad radial:p D 2p D 1 p D 2 r 2rtrDDDDdondelas variables adimensionalesson definidasentrminos de las propiedades del acufero. La presinadimensional para condiciones a rate constantefrontera reservorio/acufero es:enla37.08x10 kh (pi p)pDqPara condiciones a presinterminalconstante, pi p p Dp pir91

Mtodo de van Everding-HurstEl radio adimensionalrD = r/rry para t en das,es definido en trminos derr:0.00633 kttDr 2 ct rvan Everding y Hurstderivaron soluciones a la ec.deladifusividadpara doscondicionesdelafronterareservorio/acufero, rate terminal constante y presinterminal constante. El rate de influjo de agua para el caso rate terminal constante es asumido constante paraun perodo dado, y la cada de presin en la fronterareservorio/acuferoescalculada. Paraelcasodepresin terminal constante, el rate de influjo de aguaes determinado para una constante cada de presin92

Mtodo de van Everding-Hurstsobre algn finito perodo de tiempo. Los ingenierosde reservorios usualmente estn ms interesados endeterminar el influjo de agua que la cada de presin en la frontera reservorio/acufero, entonces se focalizar sobre los clculos de influjo de agua bajo condiciones de presin terminal constante.van Everding y Hurst derivaron las soluciones a presin terminal constante en trminos del rate de influjo de agua adimensional definida por: q w qD7.08x103 kh pIntegrando ambos lados de esta ecuacin conal tiempo, se tiene:respecto93

Mtodo de van Everding-Hurst( )( 0.00633k ) 1 tDtt00 qwdt qwdt1.119c hr 2 p 0qD dtD 7.08x103 khpr 2 ct rt rEnclculosdeBM,seestms interesadoenelinflujo acumulativo de agua que en el rate de influjo.Entonces, debidoaque elinflujoacumulativodeagua, We, es:y el influjo det0Wq dtewagua acumulativo adimensionales:tD0QpDqD dtDCombinando las dos ecuaciones se tiene: We QpD 21.119ct hrr p94

Mtodo de van Everding-Hurst2Luego,We 1.119 ct h rr p QpDSi la vida total productivadentro de un nmero finitodel reservorio es divididade reducciones de presinoincrementos,sepuedeusarsuperposicinde lasolucindada almodelarlaconductadelinflujodeagua para una historial de presin determinado. Estemtodo asume queelhistorialdepresinenlafrontera original reservorio/acufero puede aproximar-se a una serie de cambios de presin etapa por etapa.La Figura muestra la forma delde presin.modelo del historial95

Mtodo de van Everding-Hurst96

Mtodo de van Everding-HurstRefirindonospromedia paraalacadaFigura,sedefine lapresinperodocomo elpromedioaritmtico de laspresiones al comienzo y al final delperodo. Luego, para una presin inicial del acufero,pi, la presin promedia durante el primer perodo detiempo esperodo,Similarmente para el segundop1 (pi p1 )p2 (p1 p2 )nthEn general, para elpn (pn 1 pn )perodo de tiempo,Sepuedecalcularlos cambiosdepresinentreperodos de tiempo como sigue:97

Mtodo de van Everding-HurstEntre el inicial y el primer perodo de tiempo,po pi p1 pi (pi p1 ) (pi p1 )Similarmente entre el primer y segundo perodo detiempo:p1 p1 p2 (pi p1 ) (p1 p2 ) (pi p2 )nthEn general, para el (n-1) yperodo de tiempo:pn pn 1 pn (pn 2 pn 1 ) (pn 1 pn ) (pn 2 pn )Durante cada incremento de tiempo, la presin esasumida constante(i.e., solucin a presin constante),yel influjo deaguaacumulativo para n perodos detiempo es:nWe (tn ) B pQpD (tni 1 ti 1 )D98

Mtodo de van Everding-HurstB 1.119 ct hr 2donderSi el ngulo sustentado por el reservorio es menos360, entonces B, se ajusta como sigue:queB 1.119 c hr 2 ()t r360El cambio de presin durante cada incrementotiempo, como se explic, es calculado con:,de;i= 1,2,,npi (pi pi2 )= po = presin inicial. Cada pi es multiplicadoypi-1por el influjo de agua acumulativo adimensional, QpD,evaluado al tiempo adimensional correspondiente altiempo para el cual pi ha estado en efecto.99

Mtodo de van Everding-HurstPor ejemplo, p1 habr estado en efecto para el total dela vida productiva del reservorio, de manera queQpDser evaluado aEn general, pi(t1 0)D.tendrefecto por el perodo de tiempoque multiplica a pi sert ti-1,de manera queQpDevaluado a (t-ti-1)D. Para simplificar clculos, las TablasE-4 y E-5 en el Apndice E presentan valores para elinflujo de agua adimensional como una funcintiempo para ambos acuferos: finito e infinito.del100

GOIP por BM para Gas Seco con Influjo AguaUna vez que el Influjo de Agua ha sido calculado, sepuede estimar el Gas Original In Place GOIP conconceptos de Balance de Materia. LaBM incluyendo influjo de agua es: GBgi = (G-Gp)Bg + We - BwWpque puede ser arreglada para tener:formaGeneraldeG p g Wp w We G g gi g giSi se define una constante de Influjode Agua C, entrminos del Influjo de Agua Acumulativo como:We = C(p,t), la Ecuacin Final ser:G p g Wp w Cf ( p, t ) G g gi g gi101

GOIP por BM para Gas Seco con Influjo AguaLa forma de esta ltima ecuacin sugiere que si elinflujo de agua es el predominante mecanismo deimpulsin del reservorio, entonces un ploteo de:G p g Wp w Cf ( p, t )versusser una recta conG g gi g gi pendiente igual a C e interseccin igual a G. La formafuncional de (p,t) vara de acuerdo al modelo de influjo de agua usado. Cualquier modelo de influjo de agua, tal como el estable, inestable o pseudoestable, podr ser usado con la ecuacin. Anotar, que si unmodelo de influjo de agua es usadoexhibir una recta. El ej. 10.9 ilustra ecuacin para un modelo de influjola data puede nola aplicacin de la de agua inestable.102

GOIP por BM para Gas Seco con Influjo Agua103Ejemplo 10.9 Estimar el GOIP y la Constante de Influjo de Agua usando la Ecuacin de BM

desarrollada para influjo de agua en un reservorio de gas seco. Asumir estado inestable y

acufero infinito. El estimado volumtrico del GOIP = 200 Bscf. La Tabla 10.13 da el

historial de presiones y produccin; las propiedades estimadas del acufero son:

=0,24

=1cpTabla 10.13 Historial de Presin y Produccin

=360tiempo

k =50md(das)pr(psia)Gp MMscfWp STBzBgpitDQpDBg-Bgixct =0,000006psia-105392001,0530,6775

h =20ft182,55368677,731,05160,6796123,504855323,680,002121,0285714rr =3383ft36552922952,47621,0470,6864507,009710655,820,008928,5213483

547,552455199,620541,04420,690761,510,5145667,760,013246,2454545

73051827132,833001,04040,69655514,01942139,560,01955,95

912,551479196,946441,03830,69994917,524276611,20,022470,9901786

1095511011171,559451,0360,70333621,029131912,80,025883,2162791

1277,5506612999,571481,03280,707240,524,533987314,40,029793,2341751

1460500614769,582381,02850,71275228,038842615,90,035299,2329545

1642,549941631792891,02760,71383631,543697917,40,0363116,809366

1825499717868103561,02780,71364,535,048553218,90,0361136,218975

2007,5499019416114241,02730,7142238,553408620,30,0367151,624659

2190498521524,8129111,0270,7147642,058263921,70,0372166,804167

pi

GOIP por BM para Gas Seco con Influjo Agua2.Calcular el tiempo adimensional para cada tiempotD cr 2x pQpDg gitn ti1 Di1104Solucin:

p i 1 / 2 ( p i 2 p i )

1. Para cada perodo de tiempo calcular

0.00633ktt r

3. Para cada tD calculado en la etapa 3, calcular el Influjo de Agua Acumulativo

Adimensional Tabla E4- Para reservorios infinite-acting

n ( ) /( )

4. Determinar x con la ecuacin

5. Determinar y con la ecuacin:

y (Gp g Wp w)/(g gi )

Pendiente=1,19227952MRB/Constante C

Interseccin=197,784827BscfGOIP

GOIP por BM para Gas Seco con Influjo Agua105

Clculo Influjo de Agua por BM para Gas Seco106Ejemplo 10.6 Calcular el Influjo de Agua para el sistema reservorio/acufero dado debajo.Asumir un acufero infinito. Las propiedades estimada del acufero estn dadas debajo.La Tabla 10.4 resume el historial de presin reservorio/acufero.

=0.209

=0.25cpTabla 10.4 Historial de Presin en la Frontera Reservorio/Acufero =180tiempo

k =275md(das)pr(psia) pitDQpDWe(RB)

ct =0.000006-1psia03793

h =19.2ft91.537882.515.066636161011356.448

rr =5807ft18337749.530.1332723216.862233.33506

274.537482045.1999084723189470.9785

366370932.560.2665446329432453.54

457.536803475.3331807934.4775645.3987

54936433390.3998169539.81206054.778

Clculo Influjo de Agua por BM para Gas Seco B 1.119chr 2 (360)1. Clculo de BcDr 2t rWe (tn ) BpQpD (tn ti1 )DSolucin:

t r

B=454,25792RB/psi

2. Para cada perodo de tiempo calcular pi p i 1 / 2 ( p i 2 p i )

3.Calcular el tiempo adimensional para cada tiempo

t 0.00633kt

4. Para cada tD calculado en la etapa 3, calcular el Influjo de Agua Acumulativo AdimensionalTabla E4- Para reservorios infinite-acting

5. Determinar We con la ecuacinni1

107

Clculo Influjo de Agua por BM para Gas Seco108Ejercicio 10.10 Calcular el Influjo de Agua para el sistema reservorio/acufero dado debajo.Las propiedades estimadas del acufero estn dadas debajo. La Tabla 10.25resume el historial de presin reservorio/acufero.

=0.1

=0.6323cpTabla 10.25 Historial de Presin en la Frontera Reservorio/Acufero =60

k =10mdtiempo(das)pr(psia) pitDQpDWe(RB)ct =0.00001-1psia04000

h =600ft10399051.0011070691.57878.415rr =1000ft20039005020.0221413917.7718726.465r =10000ft40038208540.0442827828.23971130156.3227reD =10

50037607050.0553534731.680384357043.5173

pi

Clculo Influjo de Agua por BM para Gas Seco.119c hr2()3.Calcular eltiempo adimensionalpara cada tiempoDr 2cWe (tn ) B pQ pD (tn ti 1 ) D109Solucin:

1. Clculo de B B1.119c

tr 360

B=112RB/psi

2. Para cada perodo de tiempo calcularpi 1 / 2( pi pi 2 )

t 0.00633ktt r

4. Para cada tD calculado en la etapa 3, calcular el Influjo de AguaAcumulativo Adimensional Tabla E5- Para reservorios finite-acting

5. Determinar We con la ecuacinni 1

Flujo en Pozos de Gas SecoAlgunos mtodos est disponibles para calcular lapresin esttica y fluyente en pozos de gas. El msampliamente usado es el mtodo deSmith. Todos los mtodos empiezanCullendercon laysiguientedPecuacin:(g/gc) senf v dvv2=++dzCon2gcdgeometragc dzde flujo.modificaciones paraEnmuchoscasoslagradientepor aceleracinseignora.110

Presin Esttica de FondoPara pozos verticales (=0, sen = 1), pozodegascerrado (=0),dp g g=laecuacinanteriorser:dhdonde:g =gcpMzRTIncluyndola en la ecuacin inicial:dpg dh=pgc zRT111

Mtodo Presin y Temperatura promedioPara pozos verticales (=0, sen = 1), pozo de gascerrado (=0), la ecuacin anterior ser:Si z es evaluado en el incrementodehalapresiny temperaturapromedio:dpgMp ws Hp0dhpg RzTtscDe la cual: p EXP( gMH ),pwstsg c RzTEsta ecuacin es consistentede unidades. Para unidadespara cualquie juegode campo ser:112

Mtodo Presin y Temperatura promedio pts EXP(0.01875 g H) /(TZ)pwsdonde:pws= presin esttica o de cierre BHP, psiapts= presin esttica en cabeza de los tubos,psiag = H =T =gravedad del gas (aire =1)profundidad del pozo, piestemperatura promedio en el tubing, R ,yy==factor de compresibilidad, evaluado aaZpT(pws + pts)/2La evaluacin de z hace el mtodo iterativo,usando el mtodo siguiente:113

Mtodo Presin y Temperatura promedioUsando la ec. anterior calcular pws:H = 10,000'g = 0.6pts= 4000 psiaTs = 70F = 530RTf = 220F = 680RSolucin:Una buena aproximacin paradada por:pwspuedeserp* p (1 2.5x105 H) 4000(1 2.5x105 (104 ))wsts 5000 psiap*wsTs Tf 530 680T 605R22*p ts p ws 4000 5000p 4500 psia22114

Mtodo Presin y Temperatura promedioppcTpc= 709.6 58.7(.6) = 674.3 psia= 170.5 + 307.3(.6)=354.9R p 4500p 6.67pr p pc 674.3 605 T T 1.7pr Tpc 354.9Del grfico z= 0.95 4000EXP(0.01875)(.6)(104 ) /(605)(z) 4000EXP0.018595 / z 4000EXP0.018595 / 0.95 4865 psiapwsp wsp ws115

Mtodo Presin y Temperatura promedioEste valor no cierra con el estimado inicial de5000 psia. Entramos con4865 y repetimoselp*wsclculo hasta lograr la convergencia.*p ts p ws 4000 4865p 4433 psia22Pprp wsp ws= 4433/674.3 = 6.57z= 0.947 4000EXP0.018595 / z 4000EXP0.018595 / 0.947 4868 psiaEste valor es ms cerrado que el previo estimadoa 4865 psia. Una siguiente iteracin permite un estimado de 4868 psia que es la correcta presin de fondo. Tambin se puede iterar con z.116

Mtodo de Cullender y SmithEste mtodo toma en cuenta la variacin de latemperatura con la profundidad y la variacin dez con lainicial:presin y la temperatura.DelaecuacinTz MRMHRpHws dpdh 0.01875 Hgp tsp0que en cortaanotacin ser :p ws Tz p ws dp I dp 0.01875 g Hp tsp tspUsando exp ansin de series el valor de la int egral se aproxima :2 I dp (p ms p ts )(I ms I ts ) (p ws p ms )(I ws I ms ), donde :p msI ms presin al punto medio del pozo, H / 2 I evaluado a p ms , T,I tsI ws I evaluado a p ts , Ts , I evaluado a p ws , Tf ,117

Mtodo de Cullender y SmithEl procedimiento de clculo consiste en dividir alpozo en dos iguales segmentos de longitud H/2,encontrando la presinpmsa H/2 y usando estevalor para calcular pws.Itspuede ser evaluadodelas condiciones de superficie;0.01875 g Hestoes:p msp tsI msI ts0.01875 g Hp wsp msI msI ws118

Ejemplo Mtodo de Cullender y SmithTrabajar con el ejemplode Cullender y Smith:Calcular :A T 70, p 4000, z 0.86Tz 530(. 86)anteriorporelMtodoI tsI 0.1140tsp4000Estimar p ms :p* 4000(1 2.5x105 (5000)) 4500 psiams70 220T 145Fz 0.952CalcularI ms: Tz 605(. 95)I 0.1277msp ms4500Calcular p ms .0.01875 g H0.01875(.6)(104 )p msp ms p ts I ms I ts0.1277 0.1140 4000 465 4465 psiaEste valor no cierra con el estimado de 4500psia119

Ejemplo Mtodo de Cullender y Smithp*Entonces repetir con 4465msA T 145, p 4465, z 0.95605(. 95)I 0.1287ms44654000 112.5 p 4000 464ms0.1287 0.1140p ms 4464 psiaQue cierraconelprevio estimado de 4465 psia120

Ejemplo Mtodo de Cullender y SmithEstimarp ws:p* 4464(1 2.5x105 (5000)) 5022 psiawsT 220Fz 1.027CalcularI ws680(1.027)5022I 0.1391wsCalcular p ws .0.01875(.6)(104 )0.01875 g Hp ws p msI ms I ws0.1287 0.1391p ws 4464 420 4884 psiaPara el segundo ensayo z 1.019680(1.019)4884I 0.1419ws4464 112.5 p 4880 psiaws0.1287 0.1419Una terceraiteracinda un valor de 4880psia, comparado con 4868 psiaobtenido usando el mtodo de presin y temperatur a promedio.121

Presin Fluyente de FondoPara un pozo fluyente la velocidad no es cero, eignorando la aceleracin, para un pozo inclinado con un ngulo con la vertical,v2dp=dLggcos +g2g dccAlgunos mtodos han sido presentados paraintegrar esta ecuacin dependiendo de las asun- ciones hechas para manejar la temperatura y el factor z. Solamente los mtodos de presin ytemperatura promedio y el de Cullender y Smithsern discutidos.122

Mtodo Presin y Temperatura promedioSustituyendo la expresin para la densidad del gasen trminos de p, T y z, en la ec. anterior:v2dppMcos +=)dLzRT2gcdIntegrando esta ecuacin asumiendo una tempe- ratura promedio en el tubing y evaluando z a las condiciones de presin y temperatura dadas:25 g q 2 Tzf (MD)(EXP(S) 1)p 2p 2EXP(S) wftfSd5donde :p psia;S 0.0375 g (T VD) / Tz,MD profundida da medida, piesT VD profundida d vertical , piesT Rq MMscfd ,d pu lg adas , y123f f (N Re, / d)(ecuacin de Jain o Colebrook o grfico de Moody)

Grfico de Moody124

Mtodo Presin y Temperatura promedioEl procedimiento de solucin es el mismo comopara un pozo cerrado, excepto para evaluacindel factor de friccin, que requiere calcular el Nmero de Reynolds y estimar la rugosidad de tubera. Iteracin es requerida desde que z y ladebe ser evaluadas ap (ptf pwf) / 2Dividiendo el pozo entre algunos incrementos delongitud y usando el procedimiento antes descrito se tienen resultados mas aproximados.Cualquiera de los mtodos dar resultadosidnticos si el pozo es dividido en cortosincrementos.125

Mtodo Presin y Temperatura promedioLa convergencia se obtiene mas facilmente si laiteracin se efecta con el factor z mejor que conuna desconocida presin. El procedimiento es:1.Estimar z* (Un buen estimado es 0.9). Laviscosidad puede ser ya sea evaluada o estimada a la presin conocida.Calcular la presin desconocida con laecuacin respectiva con z=z*.2.3.4.5.Calcularp (ptf pwf ) / 2Evaluar z y ap T promeddioComparar z y z*. Si no hay cierrerepetir con z*=z en la etapa 2. Seiterar si abs(z-z*)/z < 0.001.suficiente,deja de126

Mtodo Presin y Temperatura promedioCalcular la presin fluyente de fondo para el siguiente pozo direcciona l : g 0.75 MD 104 'T VD 7000'Ts 110Fd 2.441"Tf 245F 0.0006"p tf 2000 psiaq sc 4.915 MMscfd 0.012cp a p 2000 psia, T TEn tr min os de rate de flujoC g q scde masa, elN Rees :N Reddonde :UnidadesCampoVariableq rateSIMMm3 / da kg / m seg m17.96flujode gasMMscfd cp inch20011sc g gravedad del gasg vis cos idad del gasd dimetro int erno tuberaC cons tan te127

Mtodo Presin y Temperatura promedio20011 g q sc20011(0.75)( 4.915) 2.518x106NRed0.012(2.441) 0.0006 0.0002d2.441De la ecuacin de Colebrook :2 1 fc1.74 2 log( 2 18.7 dN Ref gValores de f g son estimados y entoncesf ces calculadohasta que f g y f c coincidan con una aceptable tolerancia .Se usa la ecuacin de Drew , Koo y McAdams como valor inicial de f g para iteracin :f 0.0056 0.5N 0.32 gReOtra forma de calcular f esel grfico de Moody : f 0.015128

Mtodo Presin y Temperatura promedio(1)Estimar z* 0.90.0375(0.75)( 7000) 0.3086S 638z *z *2425(. 75)( 4.915) (638)z * (. 015)(10 )[ EXP(0.3086 / z*) 1]2 (2000) 2 EXP(0.3086 / z*) pwf0.3086 (2.441)5z * 4x106 EXP(0.3086 / z*) 1.621x106 (z*)2 (EXP(0.3086 / z*) 1)2pwf266Para z* 0.9,p wf 5.636x10 536,966 6.173x10 ,p wf 2485 psia2000 2485(3)p (p p) / 2 2242 psiatfwf2(4)A p 2242 psia y T 178F, z 0.806, 0.012(5) abs (z z*)0.9 0.806 0.117,que es demasiado grandez0.806p wf266(2)' Para z* 0.806, 5.866x10 491,187 6.357x10 ,p wf 2521 psia2000 2521 2261 psia(3)' p (p p) / 2 tfwf2(4)' Ap 2261 psia y T 178F, z 0.805, 0.012(5)' abs (z z*)0.805 0.806 0.001,que es cierre suficientezEntonces ,0.805p wf 2521 psia129

Mtodo de Cullender y SmithEmpezando con la ecuacin:v2dppM=cos +)dLzRT2gcdLas sustituciones siguientes son hechas para la velocidad :2 2 pscTz pM cos MT zpscfq sc q dpv q qscRpT2 2g c dA 2ATscpzscdLzRTsc2 2 8pscfq sc p dpM ( p ) 2cos CC dondeT 2 g c 2 d 5zT dLR zTscC es una constante para un ratedeflujo y dimetro dado.Separando las var iables dadas e integrando : p dp M p wf zT ptfque es aplicable para consistentesunidades :( p ) 2MDR dLcos C0zT130

Mtodo de Cullender y SmithSustituyendo unidades de campo e int egrando la mano derecha de la ecuacin : p dpp wf zT ptf 18.75 g MD0.001( p ) 2T VD F2zT MD20.667fq scT VDdonde : F2 y cos d 5MDEn corta anotacin y dividiendo el pozo enMitad sup erior del pozo :18.75 g (MD) (p mf p tf )(I mf I tf ), Mitad inf erior del pozo :18.75 g (MD) (p wf p mf )(I wf I mf ), p dpdos incremento s de longitud H / 2 se tiene :I zT donde :0.001( p ) 2T VD F2zT MDEl proce dim iento es similar al de la presin esttica , pero con mayor dificultad por el clculo de IEn la prctica F se considera cons tan te ya que la unica var iable al calcular N Re para hallar f es .La es funcin de la presin , pero para simplificar clculos se calcula a T y conocida presin131

Mtodo de Cullender y SmithCalcular la presin fluyente de fondo para el siguiente pozo :H 104 ' g 0.75Ts 110Fd 2.441"Tf 245F 0.0006"p tf 2000 psiaq sc 4.915 MMscfd 0.012 cp a p 2000 psia, T T 0Calcular f y F2220011(0.015)( 4.915) 2.518x106NRe0.012(2.441) 0.0006d 2.441 0.0002f 0.01520.667(0.015)( 4.915) F2 0.002792.4415Calcular :I tfA p 2000 psiaT 110F z 0.71 p 2000 4.942Tz (570)(0.71) 4.942 I 181.60tf(0.001)(4.942) 2 0.00279132

Mtodo de Cullender y Smith*Estimarp mf(primer ensayo)5* 2000(1 2.5x10 (5000)) 2250 psiap 2250 psia T 110F 67.5 178 2250 p mfA p z 0.797 4.425Tz (638)(0.797) 4.425 I 197.81mf(0.001)(4.425) 2 0.00279Calcularp mf:418.75 g H2000 18.75(. 75)(10 )p pmftfI mf I tf197.81 181.60* 2000 371 2371 (no hay cierre suficiente conp mfp mf133

Mtodo de Cullender y SmithCalcular (segundo ensayo)I mfp 2371 psiaAT 178z 0.796 p 2371 4.669Tz (638)(0.796)I 4.669 189.88mf(0.001)(4.669) 2 0.00279Calcularp mf:p 2000 140625 2379mf189.88 181.60Calcular (tercer ensayo)I mfp 2379 psiaAT 178z 0.796 p 2379 4.684Tz (638)(0.796)I 4.684 189.41mf(0.001)(4.684) 2 0.00279Calcularp mf:p 2000 140625 2379mf189.41 181.60Entonces la presin en el punto medio del pozo es 2379 psia134

Mtodo de Cullender y Smithp*Estimar(primer ensayo)wfp* 2379(1 2.5x105 (5000)) 2676 psiawfp 2676 psia T 245 2676 z 0.867A p 4.378Tz (705)(0.867) 4.378 I 199.39wf(0.001)(4.378) 2 0.00279Calcularp wfprimer ensayo : 140625 p p 2379 362 2741wfmf199.39 189.41Calcular I wf (Segundo ensayo)A p 2741 psia T 245z 0.868 p 2741 4.479Tz (705)(0.868) 4.479 I 196.00wf(0.001)(4.479) 2 0.002792379 140625 p 2744 psia que cierra con 2741 psiawf196 189.41135

Efecto de los LquidosLas ecuaciones presentadas anteriormente fueron derivadaspara calcular la relacin entre rate de flujo y la cada de presin para gases secos. Hay muchas operaciones de pro- duccin de gas en que algo de lquido est viajando con la tubera junto con el gas. Esto incluye pozos de gas producien- do montos de condensado o agua y tuberas en que la conden- sacin puede ocurrir o el agua puede formarse. La presencia de estos lquidos mayormente incrementa la cada de presin para un rate de gas dado y reduce la eficiencia de los sistemas de recoleccin. Si la carga lquida es baja, el incremento de la cada de presin en el tubing puede ser manejada ajustando la gravedad del gas usada en las ecuaciones de flujo vertical.136

Efecto de los LquidosLo anterior no sirva para flujo en tuberas debido a que loslquidos se acumulan en las secciones bajas de las lneas. En este caso se hace necesario aplicar el mtodo de cada de pre- sin de dos fases al disear el sistema de tuberas.Performance del Pozo Ajuste por GravedadConsiste en ajustar la gravedad del gas a la gravedad de unamezcla, para considerar la densidad adicional debida al lqui-do y luego usar las ecuacionesantespresentadas. La gravedad g 4591 L / Rdem g L Rla mezcla est dada por:= gravedad del fluido ajustada= gravedad del gasm(aire=1)1 1123 / R= gravedad especfica del lquido, y= GLR, relacin gas/liquido, scf/STB.137

Ajuste por gravedadEl mtodo de ajuste por gravedad puede ser usado con con-fianza para pozos produciendo con una alta relacin gas- lquido. Si un pozo est produciendo a un GLR de menos que aproximadamente 104 scf/STB, las correlaciones de dos fases deben ser usadas. Una relacion GLR de 104 scf/STB, expresa- da en trminos de carga lquida es ms de 100 STB/MMscf. Este mtodo simple de ajustar la densidad del gas por la pre- sencia de lquidos asume que los fluidos fluyen en una mezcla homognea. Esto no podr ser usado para cualquier GLR al menos que el pozo est fluyendo a una suficiente velocidaddel gas que arrastre a los lquidos consigo.138

Flujo en TuberasPara muchos casos prcticos de flujo de gas en tuberas, lalinea puede ser considerada horizontal y el componente hidrosttico o de elevacin, as como el componente acelera- cin, pueden ser obviados. Esto no es cierto si la lnea esttransportando lquidos. La ecuacin ser:v2v2fdppM fdX2g c dzRT 2g c dMuchas soluciones de esta ecuacin han sido propuestas. Ladiferencia en las soluciones resulta del mtodo usado para manejar el factor de friccin y el factor de compresibilidad del gas z. En muchos casos la temperatura es asumida constante y z es evaluado a la presin promedia en la lnea. Esto requiere una solucin iterativa si una de las presiones esdesconocida. La integracin de la ec. En una distancia L, entre la presin upstream p1 y la presin downstram p2, resulta en:139

Flujo en Tuberas225 g q T z f Lp2 p2 12d5Esta ec. es para condiciones standard de 14.7 psis y 60F. Sidichas condiciones se ponen como variables y se expresan en trminos de rate de flujo, se tiene:C Tb p1 p 2 0.522d 2.5q p b g fTzLEl valor de C depende de las unidades usadas en la ecuacin.La Tabla da losunidades:valoresdeC para variascombinacionesdeppsia psia psiakPaTRRRKdin. in. in.mLmi ftftmqscfd scfdMMscfdC77.5456345.634x1031.149x106m3/ d140

Ejemplo Flujo en TuberasUna tubera debe entregar 320 MMscfd de gas a una presindownstream de 600 psia. Usando los siguientescalcular la presin upstream requerida:datos,T 45F 505R g 0.67d 25.375"L 100 millas 528,000' 0.0006"Estimando p/L = 0.0005 psi/ft.Entoncesp*= p2+ 0.0005 (528,000)=600+264=864psia1*p1 p 2 864 600p 732 psia22A p 732 psia,T 45F,z 0.844, 0.012 cp(asumido cons tan te)Deter min ar f :20011 g q20011 (0.67) (320)6N 14.1x10Red0.012 (25.375)De la ecuacin de Jain,Calcular p1 :f 0.00972225 g q T z fL 25 (0.67) (320) (505)z (0.0097)( 528000)p 2 p 2 (600) 2 12d 5(25.375)5141

Ejemplo Flujo en Tuberasp 2 360,000 421,680z 360,000 355,8981p 2 715,898p1 846 psia1Este valor no cierra con el valor estimado de 864 psia.p*Re petir con 846 y recalcular p1 :1Segundo ensayo :600 846p 723 psiaz 0.8462p 2 360,000 421,680(0.846) 360,000 355,89812p1 716,567p1 847 psiaDesde que los dos sucesivos valores de p1 son aproximadamenteiguales, la solucin iterativa ha cerrado . La presin upstream requeridaes 847 psia142

Ejemplo Capacidad de Flujo en TuberasCalcular la capacidad de flujo de la siguiente tubera:p1= 4140 kPa, p2= 2760 kPa,L= 30,000 m,d= 0.152 m = 4.572x10-5, g= 0.75 Tb=288K,pb=101.4 kPa= 294K, = 1.2x10-5 kg/m-seg, z= 0.889TDesde que el factor de friccin es requerido en la ecuacinproceso es iterativo. El procedimiento es como sigue:el1.2.3.4.5Estimar f*CalcularCalcularCalcularq usando la ecuacin respectivaelNRe= f(q)f usando el diagrama de Moody o frmulaComparar f y f*. Si no cierra f=f* e ir a la etapa 2 hastaque se logre el cierre.1.2.Estimarf*=0.01, unrazonablevalorpara tuberas0.56221.149x10 (288) 4140 2760 (0.152)2.5q 101.4 0.75(f )(294)(0.889)(30000)143

Ejemplo Capacidad de Flujo en Tuberasq 31,783 / f 0.5 31,783 /(0.01)0.5 317,830m3/ d17.96 g q 17.96 (0.75)q 7.385x106 q3.NRe(1.2x105 )(0.152)d 7.385x106 (0.31783) 2.347x106NRe5 4.572x10 4. d 0.00030.1522 21.25 f 1.14 2 log(0.0003 ) 0.015 (2.347x106 )0.95. Comparando f y f *,0.015 0.01, entoncesrepetirconf * 0.015 31783 2' q 259,507(0.015)0.5 7.385x106 (0.259507) 1.916x1063'N Re4' f 0.0155' Si f f *, entonces q 259,507m3/ da144

Capacidad de Flujo en TuberasEl ejemplo previo ilustra que si ya sea la cada de presin oel rate de flujo es desconocido, la solucin es iterativa. Sino se conoce el dimetro, la solucin tambin ser iterativa,desde que el dimetro es necesario para evaluar el factor defriccin. Esto motiv a a investigar a tener una ecuacin especfica para f que permita una solucin explcita para obtener q o d. El factor de friccin especfico puede depender ya sea del dimetro o del Nmero de Reynolds.Ninguno incluye dependencia sobre rugosidaddetubera.Las ms conocidasEcuacinecuaciones son:f 0.085Ecuacinf 0.015PanhandleAPanhandleB0.147 0.183 N ReN Re0.1870.20.032IGTWeymouth1/ 3N Red145

Capacidad de Flujo en TuberasUsando las ecuaciones para el factor de friccin anteriores,la forma general de la ecuacin de q sin f ser:a 322 p1 p 2 Tb 1 a 2a 4a 5q a1E()() dpb TzL gDonde E es el factor de eficiencia, y los valores de laconstantes ai usadas en las diversas ecuaciones estn tabuladas debajo.El factor de eficiencia depende de las condiciones de la tubera y usualmente vara enre 0.7 y 0.92 para gas seco. Puede estimarse de la misma forma como la rugosidad de tubera fue estimada en las ecuaciones previas.Las unidades a ser usadas en la ecuacin son:laq= ft3/da medidos a Tb, pb, L= millas y d= pulgadasT= R,p= psia146

Capacidad de Flujo en Tuberasa1a2a3a4a5Panhandle APanhandle BIGTWeymouth147435.871.07880.53940.46042.618737.001.02000.51000.49002.530337.901.11100.55600.40002.667433.501.00000.50000.50002.667

Ejemplo Capacidad de Flujo en TuberasUsando los siguientes datos, calcular la capacidad de flujo dela tubera con las ecuaciones de Weymouth, PanhandleA y B.p1= 847 psia p2= 600psiad= 25.375" L= 100 millas E= 1.0g = 0.67= 505R=0.846Tb Tb= 520R,Pb= 14.7psiaTz2222p1 p 2 847 600 520 8.366 35.374505(0.846)(100)p b14.7TzLWeymouthq 433.5(35.374)1.0 (8.366)0.5 ( 1 )0.5 (25.3785) 2.667 301.6 MMscfd0.67Panhandle Bq 737.0(35.374)1.02 (8.366)0.51( 1 )0.49 (25.3785) 2.53 359.7 MMscfd0.67Panhandle Bq 435.87(35.374)1.078 8(8.366)0.539 4( 1 )0.460 4(25.3785) 2.618 364.2 MMscfd0.67148

Ejemplo Capacidad de Flujo en TuberasLas capacidades de flujo usando las diversas ecuacionesvaran considerablemente y se pueden comparar al ejemplo de iterar el factor de friccin. Si se asume que este ltimo esel correcto valor para q, factores de eficiencia de 1.061, 0.89 y 0.879 pueden aplicarse a las ecuaciones de Weymouth, Panhandle B y Panhandle A, para coincidir los clculos. Escger cual ecuacin ha aplicar puede ser difcil. Generalmente se asume que la ecuacin Panhandle A esaplicable a Nmero de Reynolds en la regin de transicin y la ecuacin B en la de total turbulencia. Si el dato de la rugosidad de la tubera est disponible el mtodo de iterar el factor de friccin debe usarse.Las ecuaciones para flujo en tuberas se han aplicado para flujo horizontal o cercano al horizontal, donde la cada de presin es debida a la friccin.149

Capacidad de Flujo en TuberasSin embargo incluyendo el componente elevacinopresinhidrosttica,laecuacin general de flujoser:0.522 sC Tb (p1 p 2 e )S d 2.5q g fTz(es 1)Lp bdonde e base del log aritmo natural 2.7180.0375 g Hs H cambio de elevacin , pieszTEste mtodo dela relacin delmanejar los cambios de elevacinasume quecambio de elevacin con la longitus de latubera es constante. Si esto no es as, el error es pequeo, almeos que la presin promedia en la lnea es muy alta,resultando en un mayor efecto de la densidad del gas.150

Deshidratacin del Gas

A. Definicin de deshidratacinElporgasnaturaldestinadoparatransporteespecifica-tubera debe reunirciertasciones. Los items usualmente incluidos sonmximocontenidodeagua(dewpointagua),mximocontenidode hidrocarburoscondensablespermitidas(dewpointhidrocarburos),concentracionesdeCO2,contaminan-testalescomovalorH2S,mercaptanos,m-nimocalorfico,ylimpiosslidos).(conunEnper-mitidoadicincontenidociertasde entrega,especificaciones como presinrate y posible temperatura.152

A. Definicin de deshidratacinLaproduccinde un reservoriodegascontiene mas vapor de agua y menos agualibrequeunreservorioproduciendopetr-leo. El vaporms comnde agua es problablemente laindeseableimpurezaencon-trada en un gas natural no tratado.Deshidratacindelgaseselprocesoderemoverel vapor de agua de una corrientedegas,conla finalidaddebajarlatem-peraturaen que el agua se condense desdela mezcla.Esta temperatura es llamada latemperatura dew point.153

A. Definicin de deshidratacinLatemperaturadewpointes aquellatem-peratura, para una presin fija dada, en queelgasnaturalestsaturadoconvapordeagua. Una disminucin de la temperatura ounincrementoenlapresin,podrcausarque el agua empieze a condensarse.El contenido de agua de un gas natural esindirectamente indicado por el dew point yes usualmente expresado en libras de aguaporMMSCFdegasnatural,(lbm/MMSCF).Ellos pueden obtenerse de correlaciones dedatosexperimentalescomoelgrficodeMcKetta and Wehe.154

A. Definicin de deshidratacinValores tpicos en lbm /MMSCF son : gas delpsig /250F)reservorio (5000500;gasdel/125F) separador(500 psig400;gasenlatubera 6-8.Los principales mtodos de deshidratacinson el contacto con triethyleno glycol (TEG)en un absorbedory el proceso de adsorcincon un slido disecante. Metanol y glycolpueden inyectarse a la corriente de gas paraprevenir la formacin de hidratos.La diferencia entre la temperatura del dewpoint de una corriente de gas saturada conagua y la misma despus que ha sido tratadaes conocida como la depresin del dew poin1t5.5

B. Propsitos de deshidratacinLas razonespararemovervapor de aguapara transporte a distancia del NG, son:El agua lquida y el GN forman slidos pare-cidos al hielo (hidratos) que taponean losequipos.El NG que contiene agua lquida es corrosi-va, particularmente si el gas tambin con-tiene CO2 o H2S.El vapor de agua en las tuberas puedecondensarse, causando posibilidades deflujo con tapones.El vapor de agua incrementa volumen ydisminuye el valor calorfico del NG; lo queconduce a reducir la capacidad de la lnea1.56

C. Clculo depresin del dew pointPara ilustrarelconceptodeeldepresindeldew point, asumamos quegasnaturala500psiay60Fenelpuntodesaturacincontienepoint de30 lbm/MMSCF. (ver grfico).El dewestegases60F. SuponiendoqueesteunagasnaturalvaaElsertransportadoentuberaa 20F.puntode saturacinser entonces 7 lbm/MMSCF.Quiere decir que si mantenemos la presin,sintratamientoquedarn30-3=23lbm/MMSCFdeagualibre.Estaagualibre espotencial fuente de hidratos ylas lneas.de taponeo de157

C. Clculo depresin del dew pointSuponiendo que el gas natural es procesadoenunaunidadde deshidratacinyeldewquepoint es deprimido 50F. Esto significanohabragualibrehastaque latempe-ratura delgas a 500gas decrezca a 10F o menos. Elpsia y 10F contiene alrededor de5lbm/MMSCFdevapordeagua.Launidaddedeshidratacinremovi25 lbmdeaguapor cada milln dedepresin de 50 FSCF de gas paradel dew point.lograr la158

Grfico de Mcketta and Wehe:Water Content of Hydrocarbon Gas159

D. HidratosLoshidratosconsistenderejillasdeaguaencristales dentro de los cuales los hidrocarburosseencuentranincrustados. Molculasdegasrea-natural maspequeas que eln-butanoccionan con el agua libre (i.e.; agua en estado l-quido)rienciaparaformarcuerposcristalinos,deapa-semejantealhielo onievemojada(hidratos).Ellos notienen una slida estructurayexibenpropiedadesquesongeneralmenteasociadascon los componentes qumicos.Loshidratosse formanao pordebajode latemperaturadehidrato,laquesiempre esigual omenor latemperaturadewpointdelagua. Entonces para la formacin de hidratos esindispensable la presencia de agua libre.160

D. HidratosLos hidratos tienen gravedades especficas quevande0.96to0.98yentoncespuedenflotarsobre el agua e incrustarse con hidrocarburos.Ellos tiene una composicin en peso de 90% deagua y el otro 10%tes componentes:metanoetanopropanoi-butanode uno o mas de los siguien-n-butanonitrogenodixido de carbonohidrgeno sulfdricoSolo,eln-butanonoformaunhidrato,perosiforma parte de la mezcla.161

D. HidratosLas condiciones termodinmicas que promuevenla1.formacin de hidratos son:Gas a o por debajo del dew point del agua(presencia de agua libre).Baja temperatura.Alta presinformacin de hidratos es acelerada por agita-2.3.Lacin (tal como turbulencia), pulsaciones de pre-sin,semillasdehidratoscristalinos,yloca-ciones favorables para la construccin de hidra-tos(talescomocodosdetuberas,platosdeorificio, y presencia de productos corrosivos H2Sy CO2).162

D. HidratosLa formacin de hidratos essiempre indeseable.Aparte delossealados,dao fsico.cuandosesueltan,pueden causarpresentar unaLos hidratos puedencondicin peligrosacuandosudepresencia es inesperada y tiene la posibilidaddiluirse y rpidamente descargar alta presin.Losprincipalesmtodosparaelcontroldehidratos son:Calentamiento de las tuberas.Inhibicin qumica, agregando glycol que esmenos soluble enhidrocarburos y puede serrecuperado o metanol que no puede serreconcentrado.Deshidratacin.163

Procesamiento del gas natural para suinyeccin al sistema troncalLautilizacinintensivadel gasnaturalexigerealizarmedidastendientesaasegurarqueelfluidollegue a los centros de consumo en formacontinuaconsiderandoelsiguienteordendeprioridades:SEGURIDAD CONFIABILIDADOPTIMIZACION ECONOMICA164

Acondicionamiento165

Proceso al que se somete al gas natural, mediante el cual se le pone en condiciones ptimas, para lograr una mxima eficiencia en su transporte

Tratamiento del Gas NaturalProceso mediante el cual seeliminan:Elementos contaminantes que estn por encima de sus valores admitidosGases inertes que representen un volumen transportado inltilmente166

AcondicionamientoTareainevitableya queelgasprovenientedebateras separadoras de petrleo o pozos gasferosseElencuentra saturado en:AguaLquidos del Gas Natural NGLTratamiento depende de:posibles contaminantes presentes del % de gases inertesen el gas167

AcondicionamientoDeshidratacin y separacinde los NGLGasnaturalde baterasopozosgasiferosestacompuesto por: Principalmente metano (80 90 %) El resto: componentes hasta C8 y saturado enaguaElaguaprovocabajo ciertascondicioneslaformacion de HIDRATOSLos NGL se condensan alo largo del gasoductocreando problemas de transporte168

Efectos de la presencia de NGL enGasoductosSi bien no interrumpeel suministro, originaprdidas de presin.Estas cadas de presinmotivan menos caudal transportado o mayorenerga de compresin.La presencia decondensados ocasiona problemas en lascompresoras169

Deshidratacin yRecuperacin de NGLParmetros operativosA mayor cantidad de agua y NGL extrados delgas, la condicin de transporte mejora, perocuanto ms exigente sea el requerimiento, ms costoso ser.Agua y NGL en estado vapor saturados en el gas, originan problemas, slo cuando se conden- san. Dos son los parmetros a fijar a una pre- sin dada:Puntos de roco del agua y de NGL (C)Para asegurar la calidad del gas inyectado a gaso-ducto, se efectan controles peridicos.170

Mtodos de Deshidratacin yRecuperacin de NGLLos principales mtodos de deshidratacin son: el de Absorcin fsica (Glicol) que utiliza laalta capacidad higroscpica de los glicoles y la Adsorcin fsica (Lecho Slido) con slido disecante.Tresson lastcnicasbsicas usadaspararecuperar NGL, enfriando el gas por debajosu punto de roco:a) el enfriamiento por refrigeracin,b) enfriamiento por expansin (Efecto Joule-Thompson) yc) el enfriamiento por turbo-expander.de171

Patrones de Diagrama de Fases paraRecuperacin de NGL172

C B A RefrigeracinLquido C Turbo-expanderC Joule-ThompsonLquido-Gas GasTemperatura

Mtodos de Recuperacin de NGLEn el mtodo de refrigeracin, el gas es enfriadoen dos etapas.En la primera etapa AB pasa a travs de unintercambiador gas-gas, donde el gas fro los separadores enfra al gas caliente de entrada y luego en lasegunda etapa BC pasa a travs de un intercambiador de calor- tubos-coraza, en tubos el gas y en la coraza un refrigerante, normalmente propano.delosUnavezenfriadoelgas,serloslquidosqueenseuncondensanseparador.puedenrecuperados173

Mtodos de Recuperacin de NGL(cont.)En el mtodo Joule-Thompson de enfriamientoporexpansinatravsdeun chokeaunapresin menor:el gas inicialmente es enfriado a travs de unintercambiador gas-gas, AB, donde el gas frode los separadores enfra al gas caliente deentrada y luego esadicionalmente enfriado por la cada de presin luego de pasar por un choke, BC.Unavezenfriadoelgas,serloslquidosqueenseuncondensanseparador.puedenrecuperados174

Mtodos de Recuperacin de NGL(cont.)El mtodo de expansin a travs de una turbina,resultaenlamismarecuperacincomoeldedeJoule-Thompson,presin,peroconmenorcadael gas inicialmente es enfriado a travs de unintercambiador gas-gas, donde el gas fro delos separadores enfra al gas caliente de entrada y luego esadicionalmente enfriado por la cada depresin dada a travs de la turbina.Unavezenfriadoelgas,serloslquidosqueenseuncondensanseparador.puedenrecuperados175

Mtodos de Recuperacin de NGL(cont.)Caractersticas del Turbo-expanderExpansin de una corriente de gas a altapara obtener un efecto refrigerante.presinTemperaturas a < - 90CA bajas temperaturas los componentes ms pesados se condensan.etano yRecuperacin deRecuperacin deetano >95%propano hasta 100%Particularmenterecomendablecuandolasecorriente de gas a alta presin que se expandelogra sin mucho costo.176

177

EsquemaDe Desarrollo CamiseaGASODUCTOA LimaLas MalvinasDUCTO NGL

CO MPRESIO N/ REINYECCION

PozosInyectores

A reinyeccin

By-pass Gas

DESHI-CRIOGENICA

DRAT.

Pozos Produc- tores

ALMACENAJE/ BOMBEO

SEPARADOR

SLUG

CATCHER

PRIMARIO

ESTABILIZ. DESHI-CRIOGENICA

DRAT.

C3/C4 (Camiones-Buque) C5+ (BUQ UE)

FRACCIONAMIENTO

C3/C4

C5+

ALMACENAJEPisco

LNG y GTL: Posibles DesarrollosNo olvidar los fundamentos del Gas Natural:El NG es una forma de energa de baja concentracin. Requiere altos costos logsticosComercio a grandes distancias resulta limitado.El problema es "como concentrar la energa contenida"El LNG y GTL son dos respuestas a este tema claveUn factor bsico para la valorizacin del gas: su calidad:Si el gas se valoriza por tubos, LNG o GTL, las pro- piedades especficas de cada campo tienen consecuen- cias econmicas importantes.Enelladopositivo,lapresenciadecomponentespesados (C3,C4 y condensados) mejoran su valor.Enelladonegativo,la presenciade H2Sygasesinertes(CO2,N), degradan el valor debido a loscostos178de tratamiento.

LNG y GTL: Posibles DesarrollosEl LNG y GTL en Eficiencia Total de Energa:Prdidas Cadena LNG en consumo de energa 13%2% Prdidas Cadena GTL en consumo de energa 45%5% La menor eficiencia del GTL comparada al LNG debe limitar su crecimiento a especficas "situaciones de nicho", correspondienso a largo plazo disponibilidad de suministro barato y ausencia de penalidades econmicas por emisiones de CO2.Comparacin entre el LNG y GTLDonde se puede aplicar la economa favorece al LNG.GTLseraatractivo parapequeosdepsitosdegasremotos o situaciones de nicho de mercado.Sin embargo, GTL de baja eficiencia de energa, puede hacerla vulnerable a culaquier forma de "impuesto al carbono" o mecanismo de emisiones negociadas de CO2179

LNG y GTL: Posibles DesarrollosComparacin entre el LNG y GTLComoelLNG,elproceso deGTLpuede seraplicadooffshore sobre un soporte fijo o fltante.Actualmente, el LNG es una tecnloga madura propicia para la valorizacin de cantidades masivas de gas, mientras que el GTL es todava una reemergente tecnologa aplicable sola- mente para situaciones de nicho.El dilema del GTL: opuestas tendencias deben desarrollarse en el futuro. Productos especiales con alta calidad deben decrecer; mientras que la calidad para los combustibles de consumo masivo en el mercado debe incrementarse (0 de azufre y alto contenido de cetano para el Diesel).Las mejorasesperadasen trminosdeunidad CAPEX yunidad OPEX,debenmejorarel valor paraelgas alaentrada de las plantas de GTL.Estopuede ampliarelcampodeoperacionesparatecnologas de GTL.180

Valor Calorfico de Gases RealesEl valor calorfico de un gas es la cantidad de calor producido cuando el gas es quemado completamente a dixido decarbono y agua. La industria del gas usa cuatro adjetivos paradescribir valor calorfico:1.2.3.Mojado El Gas est saturado con vapor de aguaSeco El Gas no contiene vapor de agua.BrutoCalorproducidoen completa combustinbajopresinconstante, conlos productosdecombustinenfriados a STP y el agua en los productos decondensados al estado lquido.combustin4.Neto El mismo que el Bruto, excepto queel agua decombustin permancecomovaporaSTP.La diferenciaentrevalorescalorficosnetosybrutoseselcalordevaporizacin del agua de combustin 0.9 BTU/SCFLa industria US tpicamente usa valor calorfico Bruto (base seca) en acuerdos contractuales. El vapor de agua es 1.75% Mol del monto del gas. Metano Bruto= 910.3 BTU/SCF181

Uso Comercial del Gas Natural1.Uso industrial para la generacin de calor, sustituto de combustibles lquidos.2.Suministro para la industria petroqumica,otras industrias emergentes.Generacin termoelctrica.LNG,GTLy3.Propiedades que hacen al NG valioso1.Quemado limpioa) b) c)No azufrePequeas emisiones de NOxNo forma holln2.3.4.ElRelativamente baratoPrecios relativamente estables enfuncin delmercado.La mayora de los nuevos descubrimientos ser de NGpunto crtico en un sistema multicomponente, es el estadode presin y temperatura en que todas las propiedadesintensivas de las fases gas y lquido son idnticas (punto C). Las propiedades intensivas son independientes de la cantidadde materia presente ej: , compresibilidad, .182

Monetizacin del Gas NaturalGasNatural112HT ConversinLT ConversinGaseosoFertilizantesDME1 Licuefaccin2 Pipeline183AmonacoMetanolGasolinasOlefinasPool Gasolinas: Metanol/MTG MTBE/ETBE/

Mercados Gas Local Generacin Electricidad

CombustibleQumicosCortesLigerosCombustibles Oxigenados Automotores

DestiladosNafta Kerosene Diesel CerasLubricantesProceso Fisher TropschGas de SntesisGas Natura

MuelleProduccinLicuefaccinAlmacenamientodelCampo15CDescargaAlmacenamientoRegasificacin184

Usuarios Finales Generacin Elctrica Usuarios Residenciales Usuarios Industriales

AlmaGAS 600 M3LNG1 M3-162C

COSTOS TIPICOS LNG4.2x109m31.8x105$185Un Tren = 3x106 Ton/ao

Generacin E.3600 MW

Metaneropor Buque

Regasificacin 0.5x109$

Licuefaccin109$por Tren

Distribucin

GTL Gas to LiquidEl proceso SMDS, es un proceso de tres etapas. En la primera etapa, gas de sntesis es obtenido por parcialoxidacindelNGusandoO2 puro.Enlasiguienteetapa,HeavyParaffin Synthesis(HPS),elgasdesntesis es convertido ahidrocarburos lquidosusando unaversinmodernadelclsicoFisher hidro-Tropsch Synthesis.Enlaetapa finalesoscarburosproductoslquidosde altasonconvertidosyfraccionadosacalidad,bsicamentedestiladosmedios,pormediodelprocesoHeavy ParaffinConversion (HPC).Subproductosproducidostales comohidrocarburospequeos oproductosgaseososson sustancialmentereducidos aloptarporproduccin demolculasdeparafina de cadena larga en la etapa de sntesis.186

GTL Gas to LiquidUtilizandola altaselectividaddirigidahacia losdes-tilados medios en la etapa de hidrocracking, el pro-cesototal logra un alto rendimiento en el rango deseado, y por variacin de las condiciones de opera-cin, el producto obtenido puede ser corrido a un mximo de kerosene o degas oil, para reunirCH4+0.5O2Gas deSintesislos requerimientos del mercado.CO+2H2nCO+2nH2(-CH2)n+nH20Heavy Paraffin ConversionHeavy Paraffin SynthesisDestiladosMediosGas NaturalManufacturadoH2OO2Planta SeparacinAire187

GTL Gas to LiquidEl gas de synthesis es convertido directamente a para- finas sintticas en el Heavy Paraffin Synthesis (HPS) a travs de la reaccin Fisher Trospch. Esta es una gran reaccin en cadena de CO H en la que un apropiado catalizador es usado:nCO + 2n H2(-CH2)n + nH2OEn la gran reaccin en cadena una amplia lista de pro- ductos es producida desde muy ligeras parafinas hasta ceras de parafinas pesadas.El catalizador es muy fuerte con un estimado de vida econmica de cinco aos.La mezcla de parafinas es convertida a destilados me- dios en la etapa de Heavy Paraffin Conversion (HPC) donde la parte de cera del crudo de syntesis es selecti- vamente hidrocraqueado.188

GTL Gas to LiquidA su vez el producto puede ser isomerizado para mejo- rar sus propiedades de flujo. El producto HPC es luego fraccionado en una seccin de destilados.Las futuras facilidades de SMS sern destinadas para producir principalmente destilados medios a grandes capacidades. Las economas de escala e innovacin tecnolgica han reducido sustancialmente los requeri-mientos de capital(a debajo de 25,000 US$/bpd) y aho- ra hacer viable una planta produciendo econmicamen- te destilados medios es posible a un precio del crudo de20 US$/bpd. La economa del proyecto SMS est a lapar con el de LNG. El tamao ptimo para futuras plan-tas es de 60 a 70 Mb/d. El consumo de gas es de 8500scf/bl, es decir de 500 600 MMSCF/D para una plantade tamao ptimo.189

Mediciones de Gas NaturalElNGestenflujocontinuodesdequesaledelreservorio hasta que alcanza su uso final. A diferenciade otros productos, no se encierra en depsitos dondese puedan tomar inventarios, excepto en depsitos bajotierrayfacilidadesdealmacenamientode LNG.son hechasMediciones de NG para comprar yentregargas; detotal desobreuna corrientefluyentedeaqu,quemediciones precisas de la cantidadNG que hapasado a travs de una seccin dada de tubera sobreun perodo de tiempo es de importancia en la industriadel NG.Por ej., un error de solo 1% en la medicin deNG en una tubera de entrega de 300mmcfd de NG a1.00 por mcf, es una prdida >$1MM/ao ya sea parael vendedor/comprador.190

Mediciones de Gas NaturalAl presente, el mtodo mas comn de medicin del gases por volumen. Por mutua conveniencia, muchos ope- radores contabilizan el gas en Mcf. La masa total desustancia en 1 cf depende parcialmente de su presin absoluta, que comercialmente se expresa en psia y su temperatura absoluta en R. Para medir el gas en trmi- nos inteligibles por el mtodo volumtrico, se deberespecificar primero la presin y temperatura absoluta de base o SCF. En otras palabras, la presin y tempe- ratura