UNIVERSIDAD DE ORIENTE. UNIVERSIDAD DE ORIENTE.NCLEO MONAGAS NCLEO MONAGASESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEO. ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEO.MATURN / MONAGAS / VENEZUELA. MATURN / MONAGAS / VENEZUELA.Caractersticas y propiedades del Gas Natural Dr. Fernando Pino MoralesEscuela de Ingeniera de Petrleo UDO_ MONAGASDireccin Habitacional:Conjunto Residencias Plaza Guiaca Torre I Apto 3-4 TipuroTelfono Casa 0291-5111347Telfono Casa 0291 -3146534Celular 0416-3967928Correo electrnico: fpino@cantv.netfpino44@hotmail.com11IntroduccinEl gas natural conformado por hidrocarburos saturados e impurezas no hidrocarburos cada vez esta teniendo ms importancia, al igual que sus derivados. Las dos fuentes de donde proviene el gas natural son gas asociado, donde el gas esta unido al petrleo, y gas no asociado, donde solo hay gas y no hay petrleo. Pero, una vez que el haya sido separado del petrleo en los separadores, pasa a ser simplemente gas. Pero, hay que dejar bien claro las principales caractersticas ypropiedades del fluidogaseosoquesehaobtenido, detal formaquelos sistemas de recoleccin, puedan tener polticas de planificacin muy clara que se har con elfluido, antes de enviarlo a los sistemas de distribucin de gas. Se sabe que es determinante la clasificacin que se haga del gas en funcin de su composicin, de tal forma que la clasificacin del gas en seco o hmedo, pueda tener alguna relevancia.El trmino gas seco o pobre sirve solo para indicar que es un gas del cual se pude obtenerpocoshidrocarburoslquidos, porlotantoel envideestefluidoalas plantas de extraccin de lquidos del gas natural, es algo que habra que analizar muy bien. La clasificacin del fluido, como gas hmedo no tiene nada que ver con el contenidodeaguaquearrastreel gas, sinosimplementeconlaposibilidad positiva de la extraccin de lquido del gas, en una planta de extraccin y posterior envi a las plantas de fraccionamiento, donde surge la disyuntiva, sin los (LGN) ser recuperados con o sin etano, ya que en la actualidad la utilizacin del etano lquido es de gran importancia como materia prima para los procesos petroqumicos. El Gas Hmedo puede ser denominado tambin como gas rico.La clasificacin del gas, segn la composicin debe permitir, tambin conocer si el gas es cido. La norma indica que para ser clasificado como gas cido, tiene que tener por lo menos un 3% molar de Dixido de Carbono y 4 ppm, V de Sulfuro de Hidrgeno, si el gas contiene a estos elementos debe de ser endulzado, independientementequehayasidoclasificadocomogassecoogashmedo. Inclusosi el fluidoesdestinadoal procesodeextraccindelquido, quizsla norma para el Dixido de Carbono no sea adecuada, en vista que el Dixido de Carbono en el proceso de extraccin de lquido, por disminucin de temperatura pase ala fase slida, causando graves problemas operacionales, a la planta. Si el gascontienepor lomenos7librasdeaguapor cadamillndepiescbicos normales de gas, tiene que ser enviado a las plantas de deshidratacin para la eliminacindel vapor deagua, paraevitar lacondensacindelamisma, yla posible formacinde hidratos, y participacinactiva del agua lquidaenlos procesos de corrosin.Sielgas ira destinado a las plantas criognicas, la cantidad de agua permitida tiene que ser menor, de talmanera de evitar los problemas operacionales, que puede causar el agua slida. No existe un trmino en el mundo del gas natural, que indique claramente, cuando el gas tiene agua y cuando no tiene, es por ello, que muchas veces se habla de gas hmedo, o gas seco, que confunde al lector con los contenidos de hidrocarburos lquidos que puede tener el gas.22El principal objetivo de este trabajo es tratar de establecer la clasificacin del gas natural, ensusdiversasformas, ydescribir lascaractersticasdecadaunode ellos, ya que es mucha la confusin que hay en torno de algunos derivados del gasnatural. Hayconfusin, cuandosehabladelosLquidosdel GasNatural (LGN), que son hidrocarburos lquidos que se obtienen en las plantas de extraccinyfraccionamientodel gasnatural, dandoorigenaloshidrocarburos lquidosquepuedenser recuperadosconosinetano. Laconfusinseforma cuandosehabladel GasNatural Licuado(GNL), queenestecasoserefiere fundamentalmente al Metano lquido, que se ha obtenido en las plantas criognica, y que desdeluegotiene unagran importancia industrial, sobretodopor su transporte, ya que el metano al pasar a la forma lquida la disminuido su volumen en mas o menos 630 veces. Por, lo tanto se puede transportar con cierta facilidad enlosbancosmetanerosoenenvasesadecuados, cuandollegueal sitiose puede regasificar, y nuevamente recuperar al metano como gas.Otra confusin es cuando se habla de Gas Seco , ya que se cree que este es un gas que no tiene agua, lo mismo ocurre cuando se habla de Gas Hmedo, en este caso se cree que es un gas que tiene agua. En la actualidad para disminuir esta confusin hayautores que hablar queGas Hidratado, para referirse algasque tiene por lo menos 7 libras de agua por cada milln de pies cbicos normales de gas, desdeluegohayquehacerlaaclaratoria, queestecontenidodeaguaes vlido para las condiciones tropicales. Para referirse al gas que no tiene suficiente agua se habla de Gas Anhidro.Una gran confusin se tiene cuando se habla de las diferentes formas, con que se menciona al Gas Metano, ya quese habladeGas Seco, Gas Pobre, Gas Residual, Gas Combustible. La confusin se hace mayor cuando se mencionada queel GasNatural Comprimido(GNC) estambinel mismoMetano, del Gas Natural Vehicular (GNV), que tambin viene a ser el Metano. Luego el objetivo de este trabajo es poder aclarar la gran mayora de estas confusiones.33ndice PginaPortada 001Introduccin 002Caractersticas y propiedades del Gas Natural 011Orgenes del Gas Natural 011Trampas de Hidrocarburos 011Yacimientos de Gas Natural 011Desarrollo del Estudio de Yacimientos 012Tcnicas Aplicadas a los Yacimientos de Gas 012Los Estudios PVT 012El trmino Depletacin o Deplecin 013Empuje por deplecin 013Muestreo de Fluidos 014Veracidad de las Pruebas PVT 014Liberacin de Gas 015Liberacin Diferencial 015El Trmino Separacin Flash 015Liberacin Instantnea 015Liberacin de Gas en el Yacimiento y Superficie 016Liberacin de Gas en la Superficie 016Saturacin de Gas 017Solubilidad del Gas 017La Presin de Saturacin 017El trmino Acufero 017Existencia de Agua en las Zonas de Gas 018Agua Irreductible 018El TrminoCapilaridad 018La Mojabilidad 019La humectabilidad 019Relacin Gas- Petrleo 019La Relacin Gas Disuelto- Petrleo 019Relacin Gas - Petrleo en Solucin 019Relacin Gas- Petrleo Instantnea 020Relacin Gas- Petrleo Neta Instantnea 020Relacin Gas- Petrleo Acumulada 020Punto de Roco 021Punto de Burbujeo 021Punto Crtico 022Punto Cricondentrmico 022Punto Criconderbrico 022Estudio de Parmetros Fundamentales de los Yacimientos 022La presin de roco 022Precisin y Exactitud de los Resultados 024Pruebas PVT de Laboratorio 024Composicin de la muestra de fluido del yacimiento 024Expansin o composicin constante 02544ndice PginaLiberacin diferencial isotrmica 025Separacin instantnea 025Variacin de viscosidad de los fluidos con presin 025Correlaciones para Estimar Propiedades PVT 025Presin de Burbujeo 025Fluidos del Yacimiento por Encima del Punto de Burbujeo 026Tipos de Yacimientos de Gas 026Gas Asociado 026Gas No Asociado 027Yacimientos de Gas- Petrleo 027Yacimientos de Gas Seco 027Yacimientos de Gas Hmedo 028Yacimientos de Condensado 028Clasificacin de los Yacimientos, segn los Diagramas de Fases 030Factor Volumtrico deGas en el Yacimiento 033Determinacin del factor volumtrico de gas 035Determinacin del Gas en el Yacimiento por el Mtodo Volumtrico 036Reservas de los Yacimientos de Gas 037Factores que Influyen en el Mtodo Volumtrico 037Mtodos para medir porosidad 037La porosidad 038Mtodos para medir el agua connota 038Factores que Influyen en el Volumen de Agua de Formacin 039La permeabilidad 039Permeabilidad Relativa 039Reservorios Gasiferos 039Mtodos para determinar la presin promedio 040Calculo de la RU de Yacimientos Volumtricos de Gas 041Yacimientos de Gas Volumtricos 041La presin de abandono 041Recuperacin Unitaria de Gas 041Recuperacin Unitaria de Yacimientos de gas con Empuje Hidrosttico 043Empuje Hidrosttico 045Empuje Hidrosttico de Fondo 045Balance Molar en Yacimientos de Gas 046Yacimientos Volumtricos (sin intrusin de agua) 050Yacimientos de Gas con Intrusin de Agua 050Balance de Energa Mecnica 050Energa Potencial 051Energa Cintica 051Energa de Presin 051Energa de Friccin o Rozamiento 051Mtodo de Declinacin de Presin 051Procedimiento para la determinacin de la declinacin de presin 051Factor de Recobro 05255ndice PginaProcedimiento Para Obtener el Recobro 053Yacimientos de gas Seco 056Obtencin del GOES en los yacimientos de gas seco 056Estimar la temperatura y presin seudocrtica del gas 057Calcular la temperatura y presin seudorreducida 058Determinar el Factor de Compresbilidad 058Mtodo Volumtrico para Yacimientos de Gas Seco 058Mtodo de Declinacin de Presin Para Yacimientos de Gas Seco 059Yacimientos de Gas Hmedo 059Mtodo Volumtrico para Yacimientos de Gas Hmedo 061Declinacin de Presin en un Yacimiento de gas Humero 061Procedimiento 062Yacimiento de Gas Condensado 062Mtodo Volumtrico paraYacimientos de Gas Condensado 062Declinacin de la Presin en yacimiento de Gas Condensado 064Factor de Compresibilidad Bifsico 064Mtodo de Declinacin de P en un Yacimiento de Gas Condenado 064Procedimiento 064Clculo de Petrleo Y gas Iniciales en Yacimiento de CG 065Uso Industrial del Trmino Condensado 068Comportamiento de Yacimientos Volumtricos de CR 068Efecto daino de la condensacin retrgrada 070Estudio de los Yacimientos Retrgrados 070Contenido Lquido de los Yacimientos Condensados 071Balance de Materiales en yacimiento de Condensado Retrgrado 071Uso de los Diagramas de Fases 073Relacin Gas Condensado 073Clasificacin de Yacimientos de Gas y Condensados 074Propiedades y Caractersticas delEstado Gaseoso 074Caracterizacin del Estado Gaseoso 074Gas Ideal 074Leyes de los Gases ideales 076Ley de Boyle- Mariotte 076Ley de Charles 077Hiptesis de Avogadro 077Ley de Avogadro 078Ley combinada de los gases ideales 078Ley de Dalton 078Ley de Amagat 079Ley de Graham 079Difusin de los Gases 079Efusin 080Teora Cintica Molecular 080Teora Cintica de los Gases Ideales 081Propiedades de los Gases 08266ndice PginaSon fciles de comprimir 082Se expanden hasta llenar el contenedor 082El Modelo de un Gas Ideal 082Peligrosidad de la Materia en Estado Gaseoso 083Clasificacin de las Sustancias Gaseosas 083Gases Inflamables 084Gases no Inflamables 084Gases Reactivos 084Gases Txicos 085Clasificacin de los Gases Segn sus Propiedades Fsicas 085Gases Comprimidos 085Gases Licuados 085Gases Criognicos 086Gases Disueltos a Presin 086Propiedades que Caracterizan al Estado Gaseoso 086Densidad de los Gases 086Gases Reales 087Comportamiento Real de los Gases 088Mezclas de Gases 089Peso molecular aparente 089Gravedad Especfica de los Gases 089Ecuaciones de Estado Para los Gases 090Caracterizacin del Gas Natural 091Composicin Bsica del Gas Natural 092Impurezas del Gas Natural 093La Historia del Gas Natural en la Repblica Bolivariana de Venezuela 093Reservas de Gas Natural en la Repblica Bolivariana de Venezuela 094Presencia Estatal 095Proyectos de Gas 095Procesamiento de Gas Natural 096Estudio Composicional de una mezcla de gas natural 099Comportamiento volumtrico a composicin constante 099Comportamiento volumtrico y composicional a volumen Constante 100Composicin Real de un Yacimiento 100Anlisis del Gas Natural 100Fraccionamiento a Baja Temperatura 101Espectrmetro de Masa 101Espectrmetro de Absorcin Infrarroja 101Cromatografa 101Clasificacin de la Cromatografa 102Cromatografa en Columna 102Cromatografa en Capa Fina 102Cromatografa en Papel 102Cromatografa de Lquidos de Alta Eficiencia 102Cromatografa de Gases 10277ndice PginaAnlisis de Cromatografa de Gases 102La Cromatografa Gas-Slido 103La cromatografa gas-lquido 103Instrumentacin 103Gas portador 103Sistema de Inyeccin de Muestra 104Inyector de muestra 104Columnas y Sistemas de Control de Temperatura 105Detectores 106Algunos tipos de detectores 106Columnas y tipos de fases estacionarias 107Columnas de relleno 107Columnas capilares 107La fase estacionaria 108Estabilidad trmica 109Aplicaciones 109Definicin adsorcin 109Definicinabsorcin 110Los MtodosCromatogrficos 110Anlisis Cromatogrfico y su Interpretacin 112Medida de la altura o rea del pico 112Mtodos Mecnicos 113Anlisis Cualitatitvo 113Identificacin Cromatogrfica 113Identificacin No Cromatoagrfica 113Anlisis Cuantitativo 113Los mtodos cromatogrficos 113Configuracin Cromatogrfica 114Caractersticas de las Configuraciones Simples 115Caractersticas de las Configuraciones Complejas 115Seleccin de un Tipo de Configuracin 115Muestreo de Gases 115Limpieza de los botellones de muestreo 115La contaminacin con aire 115Presencia de Lquidos Hidrocarbonados 116Temperatura de roco superior a la de muestreo 116Temperatura de roco inferior a la de muestreo 116Presencia de componentes no reportados en el informe de laboratorio 116Clasificacin del Gas Natural En funcin de la Composicin 117Gas pobre o Gas seco 117Poder Calorfico del Gas Seco o Gas Pobre 117Poder Calorfico Neto 119Poder Calorfico Total 119El poder calorfico a presin constante 120Formas Vlidas para Expresar el Poder Calorfico 12188ndice PginaFactores que Influyen en el Clculo del Poder Calorfico 122Influencia de la Presin 122Influencia del Contenido de Agua 122Saturacin por Agua 122Utilidad Industrial del Gas Seco o Pobre 122Fabricacin de Cermicas 122Industria del Vidrio 123Industria de los Alimentos 123Industria Textil 123Industria de la Cermica 123Industria del Cemento 123Fundicin de Metales 123Generacin de Electricidad 123Cogeneracin de Energa Elctrica 124Materia prima para procesos petroqumicos 124Productos Derivados del Metano 125El- GasNaturalparaVehculos 126Ventajas de la utilizacin del (GNV) 128Seguridad del (GNV) 128Diferencia Entre Un Vehculo a (GNV) y Gasolina 129Gas Rico o Gas Hmedo 134Contenido Lquido de un Gas o Riqueza de un Gas 134Cuantificacinde los GPM 135Lquidos del Gas Natural 136Utilizacin de los Lquidos del Gas Natural 137Etano 138Utilidad del Etano 138Propano 138Utilidad del Propano 139Butano 139Gas Licuado de Petrleo 140Poder Calorfico del (GLP) 141Gasolina Natural 143Gasolina de Destilacin 144Nafta 144La gasolina de alto grado 145Gasolina Comercial 145El ndice de Octanos 147Mejoramiento de la Gasolina 147Presin de Vapor Reid 152Tapn de Vapor 152Presin de Vapor 153Generalidades de los Combustibles Lquidos 157Gas Natural Licuado (GNL) 160Historia del Gas Natural Licuado (GNL) 16099ndice PginaProceso de Licuefaccin del (GNL) 163Transporte del Gas Natural Licuado (GNL) 164Gas Transformado a Lquido 164Gas Natural Comprimido 166Bibliografa Consultada y Recomendada 171ndice de Cuadros PginaCuadro 1 Valores de las constantes 026Cuadro 2 Valores de las constante de la ecuacin 064Cuadro 3: Composicin y Porcentaje molar de una Mezcla de Gas Natural 093Cuadro 4 Impurezas del Gas Natural 093Cuadro 5 Resultado del Clculo de los GPM 136ndice de Figuras PginaFigura 1. Diagrama de fase de un Sistema Multicomponente 030Figura 2 Produccin cumulativa contra la relacin P/Z 049Figura 3 Curvade (P/Z) en funcin de la Produccin Acumulada del Gas 052Figura 4 Diagrama de Fases P-T Para un Yacimiento de Gas Seco 057Figura 5 Diagrama de Fases P-T para un Yacimiento de Gas Hmedo 059Figura 6 Diagrama de Fases P-T para un yacimiento de Gas Condensado 063Figura 7 Tpica Envolvente de Fases para Condensado Retrgrado 069Figura 8 Fuerzas Repulsivas y Atractivas para los Gases 087Figura 9 Principales Componentes de una Muestra de Gas natural 092Figura 10 Principales Procesos de Tratamiento del Gas Natural 096Figura11Destinos del Natural 097Figura 12 Diagrama de un Cromatgrafo de Gases 104Figura 13: Proceso de Cromatografa de Gases 105Figura 14 Ilustracin de una Cromatografa Gaseosa 110Figura15 Anlisis Cromatogrfico para una muestra de gas natural 112Figura 16 Diagrama para Producir Gas de Sntesis 125Figura 17 Diagrama de Fase para un Equilibrio Lquido- Vapor 155Figura 18 Tecnologa (GTL) Proceso de Fisher- Tropsch 1661010Caractersticas y propiedades del Gas Natural El gas natural se define como una mezcla de hidrocarburos parafnicos, alifticos o de cadena larga denominados alcanos, y que tambin por su tipo de hibridacin tienen por nombre hidrocarburos saturados. Adems el gas natural tambin tiene impurezas que no pertenecen a los hidrocarburos.Orgenes del Gas Natural El gas natural se encuentra acumulado en el subsuelo enestructurasdenominadastrampasEnlaactualidadsepresumequeel gas natural es el resultado de una serie de procesos qumicos y variaciones sufridas por la materia orgnica proveniente de animales y vegetales, la cual ha sufrido la accin de bacterias, elevadas temperaturas y presiones, que han dado origen a la formacin de hidrocarburos, tanto en estado lquido como en estado de vapor y/o gaseoso, y quepermitenel establecimientodeunaseriedeyacimientos de petrleo, gas y petrleo y gas.TrampasdeHidrocarburosDentrodeestastrampasloshidrocarburosestn contenidos en una roca porosa, que se denomina roca yacimiento La trampa de hidrocarburos es una condicin geolgica de las rocas del subsuelo que permite la acumulacin del gas natural. Las trampas pueden ser de origen estructural conformado por (pliegues y fallas) o estratigrficos) lentes, acuamiento de rocas porosas, contrarocasnoporosasdenominadassellos. Todatrampapresenta como caracterstica principal una roca de yacimiento, limitada en su tope y base por una roca sello, que impide que los hidrocarburos acumulados escapen. Las trampas de hidrocarburos se clasifican en:a.-Trampas Estructurales: Son aquellas constituidas por la deformacin de los estratos del subsuelo, causados por fallas.b.- TrampasEstratigrficasSonaquellasoriginadaspor cambioslateralesy verticales en la porosidad de la roca. Se forman generalmente cuando ha desaparecido la continuidad de una roca porosa.c.- Trampas Mixtas: Son aquellas originadas por una combinacin de pliegues y/o fallas con cambios de porosidad de las rocas.Yacimientos de Gas NaturalSe definen como yacimientos de gas natural aquellosquealolargodetodasuhistoriasemantienenenel yacimientoen estadodevapor ogasalapresinytemperaturadel yacimiento ( )Y Y T P ; Sin embargo, este tipo de yacimiento puede producir un cierto volumen de lquido por condensacin, lo cual ocurre en las tuberas de produccin y en las instalaciones de superficie. Esta condensacin ocurre por enfriamiento y fuera del yacimiento La ecuacin de balance de materiales contina siendo aplicable en estos casos. Sin embargo, hay que tener la precaucin de convertir los lquidos producidos a su respectivovolumengaseosoyagregarstealovolmenesregistradosdegas producido. Este procedimiento es indispensable porque los hidrocarburos producidos como lquidos tambin eran gaseosos a condiciones del yacimiento y 1111procedieron de ste, ocasionando la correspondiente disminucin en el volumen o volmenes de gas que se ha producido, o medidos como gas seco.Desarrollo del Estudio de Yacimientos Para realizar un adecuado desarrollo de unyacimientoesnecesario, identificarel tipodefluidoqueseencuentraenel reservorio y determinar el comportamiento termodinmico del fluido. En vista, que la clasificacin terica requiera del conocimiento del comportamiento termodinmicodel fluido, comotambindelosdiagramasdefases, tantode presin- temperatura(P-T), comopresinvolumen(P-V), serequieretambin conocer las condiciones del reservorio y de las instalaciones de superficie.Los yacimientos suelen clasificarse en funcin de propiedades observables durantelaoperacin. Paralaclasificacindelanaturalezadel reservorio, se utilizan criterios que incluyen la relacin gas petrleo (RGP) y densidad del lquido detanque.Adems delascondicionesdel reservorioydelasinstalacionesde superficie de Sin embargo, para determinar el comportamiento termodinmico real, se debe realizar un estudio PVT sobre una muestra representativa delfluido de reservorio, es por ello que se expresa en pies cbicos del yacimiento contra pies barriles de petrleo obtenidos en condiciones normales de presin y temperatura , es decir (PCY//BN) TcnicasAplicadasalosYacimientosdeGas. Laspruebasdelaboratorio usadas para obtener el comportamiento (PVT), deben ser capaces de simular los tipos de liberacin gas petrleo, que ocurren durante el flujo del crudo desde el yacimientohastalosSeparadoresensuperficie. Si el crudoespesado, enlos cuales el gas en solucin esta compuesto fundamentalmente por (C1y C2). En este caso la forma de liberacin del gas no tiene mayor importancia. Pero, si el crudoeslivianocongasespesados(C4yC4+)ensolucin. Aqu laformade liberacindel gas tieneuna gran importancia para lacaracterizacinde las propiedades de los fluidos del yacimiento Los EstudiosPVTestndiseadospararepresentar el comportamiento de los fluidos del reservorio durante las etapas normales de explotacin de yacimientos. La verdad es que, algunos procesos que ocurren en el reservorio pueden reproducirse, con cierto grado de representatividad, a escala de laboratorio, pero otros procesos slo pueden aproximarse en forma muy simplificada. En consecuencia, resultamuy importantecomprender larepresentatividaddelos estudiosdelaboratorioparalosdistintostiposdefluidosyparalosdiferentes reservorios.El anlisis (PVT) realiza estudios detallados de los fluidos del yacimiento, estos se conducenenfluidosdehidrocarburosrepresentativosdel yacimientoadquiridos por muestreo de fondo o por recombinacin de muestras de superficie del separador. Los datos generados por medio de estos servicios son esenciales para laprediccindel comportamientodel yacimientoydelamezcladel productoa travsdelavidaproductivadel yacimiento. Algunasdelaspruebas(PVT)que realizan los siguientes.1212a.- Pruebas de desplazamiento diferencial. Estas simulan el proceso de depletamiento de la presin que ocurre durante la produccin y predice los cambiosenlaspropiedadesdel fluidoasociadasalaevolucindel gasenel petrleo o de la condensacin de lquidos en un sistema rico en gas.El trmino Depletacin o Deplecin: Se refiere a la reduccin del contenido de un pozo, reservorio o campo. Cuando los hidrocarburos se han agotado, se dice que la deplecin es fsica, cuando los costos de extraccin superan el valor de lo producido, la deplecin es econmica. La deplecin natural resulta si el mecanismo de empuje natural no es reforzado o complementado. Tambin se dice que la deplecin es la condicin de menor presin a la que llega un reservorio debido a su produccin de hidrocarburos, sean como gas o como petrleo, y que se puede analizar.Empuje por deplecin, se refiere al empuje por gas en solucin o gas disuelto. Estatcnicahaceusodelaexpulsingradual del gas apartir del petrleo saturadocomoconsecuenciadelareduccinenlapresinamedidaqueel petrleo es producido. El mtodo es efectivo cuando esta ausente el empuje por agua, aun cuando exista agua presente.b.- Pruebas de relacin presin- volumen .Estas pruebas documentan los cambios volumtricos al sistema de fluido a medida que la presin del yacimiento declina. durante la produccin.c- Pruebasdeviscosidaddepetrleovivo. Estaspruebasevalanlosefectos sobre la viscosidad del fluido por encima y por debajo de la presin de saturacin del sistema de hidrocarburos para predecir cualquier declinacin en las tasas de produccin.d.- Pruebas de liberacin instantnea del separador. Estas pruebas se conducen para evaluar cambios en la mezcla delproducto que resulta de cambios en las condiciones del equipo de procesamiento de superficie para permitir la optimizacin del valor econmico de los hidrocarburos producidos.En las pruebas (PVT) suele hacerse una separacin adicional del petrleo y gas sobre la muestra original. Esta separacin se realiza, solo con el objetivo composicional. Enestecasoserealizalasiguientesecuenciadeprocesosde laboratorio:a.- Se presuriza la muestra por encima de la presin de burbujeo del sistemab.-Se homogeniza la mezcla a temperatura ambiente (o la mnima temperatura a la que pueda realizarse el proceso.c.-Se extrae una alcuota del fluido, manteniendo la presin de la muestra. En esta etapa serecomiendatomar una ciertacantidad delquido entre unos50 a 100 1313cm3, ytambinunacantidaddegasapresinytemperaturaambiente, desde luego es necesario saber Cules son las condiciones ambientales?d.- Se caracterizan la composicin cada fluido, se determina tambin la densidad y peso molecular del lquidoMuestreodeFluidos: Durantemuchosaos, laindustriadehidrocarburosha evaluadolosfluidosrecolectandomuestrasdeunaformacin, llevndolasala superficie y analizndolas en un laboratorio que puede estar ubicado bien lejos de la localizacin del pozo. Este proceso puede requerir mucho tiempo y esta sujeto a erroresenlarecoleccinyel manipuleodelasmuestrasopuedeproducir la degradacin de las mismas durante el transporteUna minicelda para la determinacin de las propiedades PVT permite la medicin in sitio de la presin del punto de roco en las muestras de gas condensado. La medicin de la relacin gas petrleo en el fondo del pozo ayuda a identificar si las diferentesformacionestienenalgunarelacinentreellas. Ademssepueden implementar unprogramademuestreoparadeterminar lasvariacionesenla composicin dentro de un compartimiento dado.El estudio PVT subsiguiente permite identificar los reservorios de Gas y Condensado por la observacin delfenmeno de condensacin retrgrada, este proceso hay que estudiarlo con mucho detenimiento, ya que es de gas importancia, para el estudio del comportamiento del fluido. Veracidad de las Pruebas PVT Siempre es conveniente verificar la veracidad de laspruebasPVT, lascuales, paralosyacimientosdegasycondensadosse sustenta en mediciones de laboratorio, en donde el estudio PVT para estos fluidos esta dividido en tres partes:Estudio ComposicionalEn el estudio a composicin constante se registran tres parmetros fundamentales del sistema, como son:a.- La presin de roco. Esta presin permite establecer la representatividad de la muestra.b.- La relacin entre las variables termodinmicas a presin, volumen y a temperatura del reservorioc.- La curva de lquido retrgrado acumulado, en funcin de la presin.Estos dos ltimos puntos no son escalables al reservorio, en vista que son valores que se registran en un proceso de depletacin sin produccin. Su uso principal es elde permitir elajuste de las ecuaciones de estado, de talforma que permitan simular el comportamiento del sistema en condiciones diferentes a las medidas en forma experimental. El estudio a volumen constante representa el comportamiento esperado para el fluido en estudio durante la depletacin asociada a la produccin 1414del reservorio. En este caso el proceso es adecuadamente representativo, ya que, al igual que lo que se espera que ocurra en el reservorio, el lquido retrgrado no es producido, sino que permanece en la celda PVT. Estas pruebas son de gran utilidad para la caracterizacin del gas natural y sus derivados, ya que se puede establecer una eficiente evaluacin de los parmetros.Liberacin de Gas: Fundamentalmenteexisten 2 tipos de liberacin de gas.a.- Liberacin Diferencial: Este parmetro se define como el proceso por el cual el gas se separa de un petrleo de yacimiento por reduccin de la presin, en tal forma que a medida que el gas se desprende del lquido se remueve del sistema, es decir del contacto con el petrleo. En condiciones de laboratorio, la disminucin de la presin se hace por pasos, como un sustituto de la remocin continua de gas en un proceso verdaderamente diferencial. Laliberacin diferencialse realiza a condiciones deyacimientoyelvolumendepetrleofinal se denomina petrleo residual. En trminos generales, se puede sealar que la Liberacin diferencial, es aquella, en la cual la composicin total del sistema (gas + lquido) vara durante el agotamiento de presin.En este caso el gas liberado durante una reduccin de presin es removido en formatotal oparcial del contactoconel petrleo, loquepermiterealizar el estudio de los hidrocarburos gaseosos, que han salido del contacto con el petrleo, proceso que desde luego se relaciona con las pruebas PVT, realizadas a los hidrocarburos, los cuales se pueden caracterizar y obtener las propiedades y caractersticas de los mismos, que pueden ser de gran importancia para la evaluacin de la productividad del yacimiento de hidrocarburos que se esta evaluando.En trminos generales, se puede sealar que la Liberacin Diferencial se aplica a la separacin continua del gas liberado a partir de un lquido presurizado durante ladespresurizacindel sistemaatemperaturadereservorio. Enteoraincluye infinitas etapas de separacin flash (cada una a una presin ligeramente inferior a la anterior), pero en la prctica se realiza mediante una serie escalonada de 5 a 10 etapas flash.El TrminoSeparacinFlashEl trminoSeparacinFlash. Esaplicableala separacin de las corrientes de gas y de lquido, luego de alcanzar el equilibrio en condiciones fijas de presin y temperatura. El gas y el lquido alcanzan el equilibrio composicional antes de separarse por lo que el gas se encuentra en su punto de roco y el lquido ensu punto de burbujeo, este parmetro tiene gran importancia en la determinacin de la constante de equilibrio lquido- Vapor, la cual se puede determinar a travs de ecuaciones de estados o demodelos de simulacin previamente establecidos.b.- Liberacin Instantnea: En algunos, casos a este parmetro se le denomina Liberacin en Equilibrio, y se define como el proceso por el cual un petrleo crudo deunyacimientoseexpandeatemperaturaconstanteyel gasdesprendido 1515permanece en contacto con el petrleo durante todo el tiempo de la expansin. La composicin de las fases del sistema Gas- Lquido, cambia con la disminucin de la presin. En este tipo de liberacin todo elgas permanece en contacto con el lquido, lo que significa que la composicin total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presin, en este caso el trmino utilizado es presin de abandono.Liberacin de Gas en el Yacimiento y Superficie.La liberacin de gas en el yacimiento depende de que la saturacin de gas libre (SG) en la zona de petrleo sea menor o igual que la saturacin crtica (SGC)Cuando SG SGC kG =0 el gas no se mueve (1)En el caso,que lapresindel petrleoseaunpocomenor que lapresinde burbujeo. La cantidad de gas liberado es poca y la saturacin de gas no alcanza la saturacincrticanecesariaparaqueseinicieel movimientoatravsdelos canales porosos. Luego, en este caso el gas liberado permanece en contacto con el crudosinqueocurrancambiosenlacomposicintotal del sistemaenun volumen de control dado. En este caso la liberacin sera de tipo instantnea. En un yacimiento se tienen saturaciones de gas menores que la crtica al comienzo de su vida productiva ocuando setiene asociado un acufero muy activo que se mantiene la presin, y se cumple que:SG > SCG) kG >0 El gas libre se mueve (2)Por la alta movilidad del gas se cumple que :(kG / G ) (3)Lo, queindica, queporlaaltamovilidaddel gas, debedetenerbajovalor de viscosidad. Esto provoca que la fase gaseosa se muevahacia el pozo a una tasa deflujomayor que la fase lquida, luego cambia la forma composicional total del sistema en un volumen de control dado. En estas condiciones la liberacin del gas corresponde a la liberacin diferencial. Adems, es lgico pensar que en yacimiento hay liberacin diferencial cuando la presin del crudo cae por debajo delapresindeburbujeo. Laliberacindegasenel yacimientoseconsidera intermedia entre la liberacin diferencialy la liberacin Instantnea, pero con un valor un poco ms cercana a la liberacin diferencial, motivado a que existe una elevada cada de presin en las zonas adyacentes a los pozos.Liberacin de Gas en la Superficie: La liberacin de gas en la superficie, debido a las tuberas de produccin, lneas de flujoyseparadoresde fase gas- lquido semantieneencontacto, sincambiosapreciablesdelacomposicintotal del sistemayenagitacinpermanentelocual permiteel equilibriodefases. Bajo estas condiciones, la liberacin es de tipo Instantnea. Cuando la separacin gas - petrleo se hace en varias etapas, en cada separador ocurre liberacin instantnea, perocuandohaymuchasetapasenel procesodeseparacin, la liberacin es de tipo Diferencial.1616Saturacin de Gas (SG): La saturacin de gas se refiere a la fraccin del espacio porosoenel yacimientoocupadapor el gaslibre.Lasaturacin crticadel gas (SCG), seleconocetambincomosaturacindegasenequilibrio, ysedefine como la saturacin de mxima de gas alcanzada en el yacimiento, al disminuir la presin por debajo del punto de burbujeo, antes de que la permeabilidad relativa al gastengaunvalordefinido. Esdecir, antesdequeel gaslibredel yacimiento comience a fluir a travs de los canales de la roca. La saturacin residual del gas (SRG) es la saturacin de gas en elyacimiento en elmomento de abandonar el yacimiento.Solubilidad del Gas: La solubilidad de gas, se refiere a la cantidad de gas que se encuentra en solucin en un petrleo crudo a determinadas condiciones de presin y temperatura. Por lo generaleste parmetro se expresa como los pies cbicos de gas a condiciones normales (PCN) disueltos en un barril de petrleo, tambin en condiciones normales (BPN), y se simboliza como (RS=PCN/BPN).La Presin de Saturacin (PS)Es la presin a la cual el petrleo y el vapor se encuentranenequilibrio. Enalgunoscasoslapresindesaturacin, seutiliza como sinnimo de la presin de burbujeo presin de roco La presin de roco en lapresinenel puntoderoco. Seentiendepor puntoderoco, al estadode equilibrio lquido- vapor, en el cual el vapor ocupa prcticamente todo el sistema, exceptoenunacantidadinfinitesimal delquido. Mientras quelapresinde burbujeo es la presin necesaria para alcanzar el punto de burbujeo. El punto de burbujeo, es el punto donde se alcanza un equilibrio lquido- vapor, pero prcticamente el lquido ocupa todo el sistema, menos una cantidad infinitesimal de vapor.El trminoAcufero, serefierealarocapermeablesaturadaconaguaa presin. Ensuestadonatural unacuferopuedeser lazonadeaguadeun reservoriodepetrleoogas, proporcionandoel empujeparahacer llegar el petrleoal pozoLapermeabilidadAbsolutaeslamedidadelafacilidaddeun fluido, para fluir a travs de una formacin, cuando la formacin esta totalmente saturada con este fluido. La permeabilidad medida de una roca saturada con un solo fluido es diferente de la permeabilidad medida a la misma roca saturada con dos o ms fluidos. La permeabilidad efectiva, se refiere a la medida de la habilidad de un solo fluido para fluir a travs de una roca cuando otro fluido esta presente en el espacio poroso.Eltrmino Formacin se refiere alestrato rocoso homogneo de cualquier tipo, usados particularmente para describir zonas de roca penetradas durante la perforacin, en donde la operacin consiste en perforar el subsuelo con la ayuda de herramientas apropiadas para buscar hidrocarburos, que en el fondo es lo que se esta evaluando.Losprimeros investigadores eningenieradeyacimientos depetrleoogas, concluyeron que para determinar elfactor volumtrico en elsitio. Era necesario conocer la variacin de la presin, en funcin de las propiedades fsicas y 1717qumicas de los fluidos del yacimiento. Uno de los primeros investigadores sobre este tema fue Schilthuis, quien elaboro un sacamuestras de fluidos y un mtodo paracuantificar las propiedades del fluidoextrado. Unsegundoadelantode importanciafueel reconocimientoymedicindel aguaconnata.o aguaInnata. Esta agua de saturacin es inherente a la formacin y queda formando parte del espacio poroso, despus de la acumulacin del petrleo o gas. La medicin de la saturacindeaguasirviparadeterminar quehabaquecorregir el volumen poroso al espacio poroso disponible para hidrocarburos.ExistenciadeAguaenlasZonasdeGasEl aguaexistenteenlas zonas gasferas y petrolferas de un yacimiento por encima de la zona de transicin se denomina agua innata, connata o intersticial. El agua innata es importante sobre todo porque reduce el volumen del espacio poroso disponible para la acumulacin degasypetrleoytambinafectasurecuperacin. El aguaconnata, por lo general no se encuentra distribuida en forma uniforme en el yacimiento, sino que vara con la litologa y permeabilidad, tambin vara con al altura por encima del nivel freticoosuperficiehidrosttica. Unodelospocosmtodosdirectospara cuantificar lasaturacindel aguaconnata, consisteenobtener ncleosdela formacinproductora conlodos deperforacin basndose enpetrleo, y se determin que hay una correlacin entre la permeabilidad absoluta y la saturacin de agua connata.El volumen ocupado por los hidrocarburos permanece constante durante la explotacin del yacimiento. Esto indica que no hay acuferos asociados. El volumen poroso estar ocupado por partes de gas y agua (inicial o connata). Esta agua intersticial o agua connata es el agua retenida en el espacio poral o intersticios de una formacin. Tambin existe lo que se denomina Saturacin de AguaIrreductible(SWIRR)Tcnicamenteeslamximasaturacindeaguaque permanececomofasediscontinuadentrodel medioporoso. Ladiscontinuidad (regiones con agua separadas por zonas sin agua) es la condicin necesaria para que el agua no pueda fluir por el sistema cuando se aplican diferencias de presin. Agua Irreductible Errneamente a veces se asimila El Agua Irreductible (SWRR) a la saturacin mnima de agua obtenida por algn mecanismo especfico, en el que no llegan a generarse presiones capilares suficientes como para desplazar el agua deloscapilaresmspequeos. Estetipodeempleopuedegenerarconfusin, porque mientras que el valor de (SWIRR) debe ser nico (una vez fijada la mojabilidad e historia de saturaciones) cada mecanismo de desplazamiento puede conduciravaloresdiferentesdeAguanodesplazable. Amododeejemplo,en reservoriosdemuybajapermeabilidad(0.01mDoinferior) suelehablarsede Swirr de hasta un 80 90 % del volumen poroso Valores de ese orden implicaran, entreotrascosas, quelaredporal debeser losuficientementecomplejapara almacenar una saturacin de agua como la mencionada en forma de fase discontinua.El Trmino Capilaridad:Serefiereal ascenso espontneo de un lquido por el interiordeuntubodelgadodenominadocapilar. Lacapilaridaddependedelas 1818atracciones existentes entre sus molculas y las interacciones entre las molculas y las paredes del tubo capilar. La presin capilar es la diferencia de presin entre dosfluidosinmisciblesatravsdelainterfasequeseformaentrelosfluidos cuando ponen en contacto en un medio porosoLaMojabilidadLamojabilidadsepresentacomounaespeciedepropiedad Intangible, no hay ecuaciones en ingeniera de reservorio que introduzca un valor demojabilidad.Desdeelpuntodevistaprctico. El trminotieneunaseriede caractersticas, que tienen una marcada influencia sobre los sistemas de flujo en unmedioporoso. Por ejemplosepuedesealar quesi unmedioporosoes mojable a una determinada fase (fase mojante), esta condicin se traduce en que. La fase mojante ingresa al medio poroso en forma espontnea, y por lo tanto, es necesario entregar energa para sacarla del medio poroso, tambin la fase mojante tiende a ocupar los capilares de menor dimetro dentro de la red poral, yenconsecuencialafasemojanteesdifcil demovilizarlaatravsdel medio poroso.LahumectabilidadOtrotrminoqueseutilizaparaexplicar el procesoesla humectabilidad, y se define como la tendencia de un fluido a adherirse sobre una superficieslidaepresenciadeotrosfluidosinmiscible. Laimportanciadela humectabilidad es que determina la localizacin y distribucin de los fluidos en un yacimiento. La permeabilidad relativa y la eficiencia de desplazamiento dependen del parmetrohumectabilidad. Ahora, setienequeunfluidohumectanteesun fluidoconmayor tendenciaaadherirsealaroca, mientrasqueunfluidono humectante es un fluido que no se adhiere a al roca o que lo hace parcialmente, y que es necesario tener en cuenta.Relacin Gas- Petrleo (RGP),es el resultado de dividir una cantidad de gas a condiciones normales por determinada cantidad de petrleo, tambin en condiciones normales. La relacin Gas /Petrleo es el volumen de gas producido simultneamente por un pozo con relacin a cada unidad de volumen de petrleo. Existen varios tipos de relacin Gas- Petrleo.a.- La Relacin Gas Disuelto- Petrleo (RGDP), es la cantidad de gas que se desprender del petrleo a medida que la presin sea reducida hasta la atmosfrica, partiendodealgnvalor superior. Habitualmenteseexpresaen unidades de (m3de gas en condiciones estndares/ m3de petrleo del tanque. El gas recibe frecuentemente la denominacin de gas disuelto b.- Relacin Gas - Petrleo en Solucin (RGS): La solubilidad del gas natural en uncrudoorelacingaspetrleoensolucinestadadoporlospiescbicos normales de gas natural (PCN) natural en una solucin de un barril normal (BNP) de crudo determinado a condiciones de presin y temperatura dados, lo que indica que se puede establecer relaciones de operacin para la presin y temperatura, dosparmetrosquedefinenmuchosprocesos, dondeparticipael gas, yaque ambos parmetros son reguladores del comportamiento del gas natural, es por lo que hay que tenerlos bien el cuanto. Este se representa, segn lo siguiente:1919Vol de Gas en solucin a P y TRGS=-------------------------------------------------- (PCN/BNP) (4)Barril de petrleo a 14,7 lpca y 60FLos factores que afectan a la (RGS) son la presin, ya que si esta se incrementa aumentar tambin (RGS). Ahora si la temperatura aumenta ocurre una disminucindel valor de(RGS). Unaumentoenlagravedaddel crudo(API), gravedad del gas en solucin provocan, tambin un aumento en (RGS).La (RGS) se puede determinar tambin a travs de la siguiente ecuacin:) (tan ) ( que RGP separador RGP RGS+ (5)c.- Relacin Gas- Petrleo Instantnea. Es la relacin obtenida en un momento dado, durante la vida tilde un yacimiento. Luego es una cantidad que cambia constantemente.d.-Relacin Gas-Petrleo NetaInstantnea.Se refierealgas producidopor unidad volumtrica de petrleo producido.e.- Relacin Gas- Petrleo Acumulada. Es el resultado de dividir la cantidad de gas producido acumulada por la cantidad de petrleo producida acumulada, ambas a un mismo tiempo.La determinacin de la composicin del petrleo y/o gas en las primeras etapas delproceso de desarrollo de un campo ayuda a optimizar la explotacin de los recursos empleados en el yacimiento. En la actualidad se dispone de una serie de tcnicas modernas para predecir la composicin del fluido en el yacimiento. Una deesatcnicaesunaherramientaoperadaacablequeofreceresultadosen tiempo real para optimizar el muestreo de fluidos en base a la composicin medida en la localizacin del pozo. En ocasiones es necesario obtener una determinacin temprana de la composicin delgas y de la relacin gas petrleo (RGP), de tal forma de poder decidir si se termina un pozo o no, o hasta para tomar la decisin de desarrollar un campo petrolero, se necesita conocer con amplitud la composicin en tiempo real del fluido.Los trminos gas y petrleo describen el estado de un hidrocarburo como vapor o lquido, pero no especifican la composicin qumica. Es posible utilizar una medicin detallada de los componentes de un hidrocarburo, como lo obtenido en un laboratorio de superficie, lo cual se realiza para predecir los componentes de lasfasesdepetrleoygas, as comotambinotraspropiedadesfsicas, tales como la densidad y la viscosidad a diversas temperaturas y presiones. La obtencin de estas mediciones detalladas de laboratorio puede demandar mucho tiempo. La nueva herramienta simbolizada como (ACF), que significa Analizador de la Composicin de los Fluidos, tcnica que es suficientemente sensible como paradeterminar losgradientesdelacomposicindelosfluidosdentrodeuna formacin, la cual en conjunto con otras tcnicas proporciona una determinacin 2020rpida de algunos de los componentes e indica el grado de contaminacin del lodo de perforacin antes de someter las muestras a un nuevo anlisis.Los hidrocarburos que se encuentran en el gas y petrleo comprender una variedaddecomponentesqueabracandesdeel Metanohastacompuestosde carbono de cadena muy larga, como tambin existen molculas cclicas, aromticas y otras molculas complejas tales como asfaltenosy parafinas. Estos componentes determinar el comportamiento de las fases de un fluido de yacimientodeterminadoquesueleindicarseutilizandoundiagramadefases representando por tres variables, que son Presin, Temperatura y Volumen (PVT).En uno de estos diagramas de fases, se puede encontrar, que un hidrocarburo se encuentra en una fase si la presin y la temperatura estn fuera de la envolvente de las fases. En condiciones que caen dentro que caen dentro de la envolvente coexisten dos fases. Sin embargo, la composicin de las fases cambia dentro de esta regin bifsica. Por ejemplo, cerca de la curva del punto de burbujeo, la fase gaseosa corresponde. En forma predominante al metano, pero ingresando ms en la regin de dos fases, otros componentes livianos e intermedios ingresan en la fase gaseosa.Los primeros componentes lquidos que se separan despus de atravesar el punto de roco son los componentes ms pesados; ya que los componentes ms livianos pasan a la fase lquida en las condiciones que prevalecen ms all del punto de roco. Este fenmeno es importante cuando se muestrean fluidos de gas condensado: Una vez que un fluido ingresa en la regin bifsica, los componentes pesadossepierdenenlafaselquida. Estecomportamientoesutilizadoenel diseo del mdulo de la tcnica (ACF), de tal forma de poder determinar cuando un fluido atraviesa el punto de roco. La condicin de presin y temperatura en la cual seunenlas curvas del puntodeburbujeoy las del puntoderocise denomina punto crtico. En este punto, la densidad y la composicin de las fases lquidasygaseosassonidnticas. Latemperaturamximaalacual pueden coexistir dos fases se denomina cricondertrmico. En el estudio de yacimientos de gas se deben tener muy en cuenta los siguientes parmetros.a.- Punto de Roco Es el punto, donde se forma la primera gota de lquido, y se establece un equilibrio lquido- vapor. En la prctica se asume que toda la fase esta conformada por vapor, mientras que la fraccin molar del lquido es cero o casi nula. Luego, paraefectoscomposicionalesseconsidera, queel 100%del fluido esta conformado por la fase de vapor.b.- Punto de Burbujeo Es el punto donde se forma la primera gota de vapor, y se establece un equilibrio lquido- vapor. En la prctica se asume que toda la fase esta conformada por el lquido, mientras que la fraccin molar del vapor es cero o casi nula. Loqueindica, queparaefectodecomposicin,lafaselquidaesla conforma el 100% del contenido, mientras que la fase de vapor, alcanza un valor de cero, desde luego este es vlido solo, para efecto de los clculos, ya que hay 2121un equilibriolquido- vapor bienconformado, luego sepueden determinar la composicin de la fases sin problema.c.- Punto Crtico, este es un punto al cual, en trminos de presin y temperatura indican, donde un fluido no puede ser distinguido si es gas o lquido. Se podra afirmar, que es el punto en el cual las propiedades fsicas de un lquido y un gas son idnticas. La temperatura crtica (TC), temperatura necesaria para alcanzar el puntocrtico, mientrasquelapresincrtica(PC) eslapresinnecesariapara alcanzar el punto crticod.-PuntoCricondentrmico.Estepuntosedefine, comoel puntodemxima temperatura, donde pueden coexistir en equilibrio las fases Lquido- Vapor a una presindada. Tambinsepuede, decir queesel punto, endondeunacurva envolventedelaregindedosfases, obtenidaenundiagramadefasesde presin- temperaturadel fluidodeyacimientos, indique, quelasfaseslquido- vapor pueden coexistir en equilibrio. La temperatura cricondertrmica (Tcdt), es la temperatura a la que se alcanza el punto cricondertrmico.c.- Punto Criconderbrico. Es el punto de mxima presin en la curva envolvente de la regin de dos fases en el diagrama de presin- temperatura, en donde un fluido bifsico de lquido- vapor puede coexistir en equilibrioPor lo general, la temperatura del yacimiento se mantiene casi constante, cambia si hay inyeccin de algn fluido fro o caliente. Lo que indica que la mayora de los yacimientos que se estn agotando siguen una trayectoria vertical descendente en un diagrama de fases de presin y temperatura. Si la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura del punto crtico y la cricondertmica, se puede separar lquidodelafasegaseosadentrodel yacimiento. Estosedenomina yacimientos de gas condensado o de condensado retrgrado. El gas presente en un yacimiento con una temperatura superior a la cricondertmica se conoce como gas hmedo, lo cual se sustenta, si se separa lquido debido a la disminucin de la presin y de la temperatura en el sistema de produccin, en caso de no ocurrir este fenmeno entonces es gas seco, lo cual se fundamenta, si se separa lquido ya seaen el yacimiento o en el sistema de produccin.EstudiodeParmetrosFundamentalesdelosYacimientosEnel estudioa composicinconstanteseregistrantresparmetrosfundamentalesdel sistema que son Presin de roco; La relacin entre las variables termodinmicas Presin y Volumen a temperatura de reservorio. Y La curva de lquido retrgrado acumulado, en funcin de la presina.-La presin de roco. Este parmetro permite establecer, fundamentalmente, la representatividaddelamuestra. Enlaprctica, duranteladeterminacindela presin de roco a temperatura de reservorio pueden presentarse tres situaciones:1.- La Presin de Roco resulta inferior a la presin esttica del reservorio. En esta condicin y habindose seguido un adecuado procedimiento de muestreo, 2222se puede concluir que lamuestra de fluido esrepresentativa y que elfluido se encuentra en una sola fase a las condiciones de reservorio. Por lo tanto, se puede obtener una caracterizacin del comportamiento termodinmico del fluido de reservorioatravsdelarealizacindeunensayodeDepletacinaVolumen Constante (DVC) y a temperatura de reservorio. 2.- La presin de roco es mayor que la presin esttica del reservorio. Esto suele interpretarse como el resultado de la existencia de dos fases mviles en la vecindad del pozo que conducen al muestreo de un flujo bifsico. Estas muestras son consideradas como norepresentativas yaquela proporcin en que ambas fases fluyen al pozo no es directamente proporcional a la saturacin de cada fase sino que obedece a la movilidad relativa de las mismas, lo que provoca que haya que tener muy en cuenta lo ocurrido, para el anlisis de los resultados.3.- La presin de roco resulte igual a la presin esttica del yacimiento. Esta condicin resulta ser la ms comn y la interpretacin habitual es que la muestra esrepresentativa, y enel yacimientoexisteunanicafaseencondicinde saturacin(reservoriodeGasyCondensadoSaturado). Estaeslaalternativa, msviable; debidoaque, eslasituacinmsfrecuente. Aunque, tambines posible, que el fluido en el reservorio se encuentre en dos fases (gas y lquido), pero que ellquido est en una cantidad igualo inferior a la mnima saturacin mvil.Esta interpretacin toma mayor relevancia en los casos en que existe evidencia de la presencia de un halo de petrleo. Este halo de petrleo estara confirmando la presencia de lquido en el reservorio como resultado de tres posibles orgenes, los cuales en su conjunto indican o no la presencia de fluidos petroleros, y por ende se puede estudiar la posibilidad econmica de explotar el yacimiento en cuestin, peroparaelloesnecesariorealizarenformaclarayprecisatodosloestudios necesarios para definir el comportamiento del yacimiento en estudio.En los dos primeros casos (desplazamiento del petrleo con gas o escurrimiento delpetrleo hasta formar una fase mvil) es de esperar la presencia de lquido dispersoentodoel medioporoso. Enel tercer casosloseesperapetrleo disperso como resultado de la zona de transicin capilar y por lo tanto su efecto sobre la acumulacin de gas depende de las caractersticas del reservorio.Una alternativa de explicacin al punto en el cual la presin de roco resulte igual a la presin esttica del yacimiento, es que probablemente coincida con la situacin ms frecuente, es que el fluido en el reservorio se encuentre en dos fases (gas y lquido), peroqueel lquidoestenunacantidadigual oinferior alamnima saturacinmvil. Enestas condiciones (lquidoinmvil dispersoenel medio poroso) no es posible obtener una muestra representativa del fluido mediante el procedimiento habitual de muestreo pues al pozo slo fluye una de las dos fases hidrocarbonadas presentes en el reservorio. Esta interpretacin toma mayor relevanciaen los casosen que existe evidencia dela presencia de unhalode petrleo.2323En trminos generales se puede concluir, que para predecir el comportamiento de los fluidos de produccin es necesario realizar una integracin de datos entre la composicin y cantidad de lquido residual y el estudio PVT. Cuando se dispone de historia de produccin y de estudios de las pruebas (PVT) realizados al inicio de la explotacin, pueden realizarse una integracin adecuada de la informacin.Precisiny Exactitudde los Resultados: La precisin y exactitud de los resultados dependen fundamentalmente de lo representativo que sean las muestras del fluido y del grado en que las muestras representan el comportamiento volumtrico. Es lgico que las reservan varen en forma directa con la porosidad y espesor de la produccin. Tambin se debe tener en cuenta que la mayora de los clculos matemticos realizados a travs de frmulas tienen su validez en yacimientos volumtricos monofsicos de condensado de gas.Cuandonoexistaunazonadepetrleo, losbalancesdemateriales, pueden aplicarse a yacimientos retrgrados, tanto bajo comportamiento volumtrico como de empuje hidrosttico, en la misma forma que para yacimientos monofsicos de gas (no retrgrado) Se sabe que esta ecuacin se puede utilizar para hallar, tanto la intrusin de agua (WE), como el gas inicial en el yacimiento (G), o su equivalente (Vi), parmetros que permiten realizar determinaciones de gran importancia., para el estudio de los parmetros de yacimientos de gas.Cuando se producen yacimientos de condensados de gas por empuje hidrosttico activoental formaquelapresininicial del yacimientodecrecemuypoco, la condensacinretrgradaesmuy reducidaocasi noexisteylarazngas- petrleo de produccin permanece prcticamente constante. La recuperacin ser la misma que en el yacimiento de gas no retrgrado bajo las mismas condiciones y depender de: La saturacin inicial de agua connata (SW), de la saturacin residual del gas (SGR), en la parte del yacimiento invadido por el agua, y por la fraccin (F) del volumeninicial del yacimiento invadido por agua, y la recuperacin de la fraccin ser:( )( )WiGi Gi WiSxF xB S Scuperacin 11Re(6)Pruebas PVT de Laboratorio. Estas pruebas involucran lo siguiente procedimientos, que se realizan en los laboratorios, donde se llevan a cabo una serie de pruebas, tales como:a.- Composicin de la muestra de fluido del yacimiento: Las tcnicas usadas en la determinacin de la composicin de una mezcla de hidrocarburos involucran cromatogrfco (Aqu se analiza desde C1 hasta C11). La composicin s puede determinar tambin pordestilacin simuladapor cromatografa y espectrometra de masa. Tambin hay investigadores que la composicin la determinan por medio deladestilacinfraccionadaabajastemperaturas. Lacomposicinremanente (C7+) se caracteriza a travs de su gravedad API y su peso molecular.2424b.- Expansin o composicin constante (relacin PV).En esta prueba el gas liberado se mantiene en contacto con el crudo. La prueba se realiza en una celda deacero, lacual resistepresiones>a10000lpcaytemperaturas>350F. La prueba PVT se inicia aumentado la presin de la muestra a un valor superior a la presin de burbujeo y del yacimiento. Tan pronto se alcanza la presin de burbujeo se libera gas del crudo y la compresibilidad total del sistema aumenta. Si la presin es menor que la presin de burbujeo se extraemayorvolumen de Hg paraalcanzar unadeterminadacadadepresin, lacual puedeser muybien caracteriza, y que puede tener una gran influencia en las caractersticas del fluido del yacimiento.c.- Liberacin diferencial isotrmica: En un estudio de expansin a composicin variable, se simula elcomportamiento de los fluidos en elyacimiento durante el agotamiento de presin. En el laboratorio se realiza un proceso diferencial a travs de separaciones instantneas a la temperatura del yacimiento. El gas liberado es desplazado de la celda a presin constante y expandido a travs delseparador hastalapresinatmosfrica. Aestegas seledebedeterminar lagravedad especfica y su composicin Si el gas es condensado en el separador se pueden formar lquidos por condensacin retrgrada.d.- Separacin instantnea (prueba de separadores). Estas pruebas se realizan en un separador en el laboratorio, y se tiene como objetivo cuantificar el efecto de las condiciones de separacin en superficie sobre las propiedades del crudo. y se obtiene la relacin gas - petrleo en solucin, y la composicin del gase.- Variacindeviscosidaddelosfluidosconpresin. Laviscosidaddel petrleo con gas en solucin se determina experimentalmente. El agotamiento de presin se realiza a travs de un proceso de liberacin diferencial. Mientras que la viscosidad del gas se determina por correlaciones, como tambin se puede determinar a travs de grficos establecidos, los cuales se pueden utilizar cuando nosenecesitaunagranprecisinyexactitud, detal formaqueel resultado obtenido tenga un alto grado de confiabilidad.CorrelacionesparaEstimarPropiedadesPVT. Losdatosobtenidospor este medio son empricos, luego el ingeniero tiene que tomar la decisin de cual prueba es la que tiene mayor ajuste a sus condiciones.a.- PresindeBurbujeo. El valor deesteparmetropermitedeterminar si el yacimiento es saturado o subsaturado. Las constantes se muestran en el cuadro 4Pb=18,2 (A-1,4) (7)BGSBxRA 1083 , 0

,_

(8)RSb =Relacin gas-petrleo a la presin de burbujeo (PCN/BN)2525B=0,00091T(F)-0,0125 API (9)YBG SBBxR AP 10/ (

,_

(10)Y = CxT-DxAPI (11)Las constantes de las ecuaciones de correlacin se muestran en el cuadro 1Cuadro 1 Valores de las constantesConstante API 10 35 10 API 45 35 APIA 12,847 25,2755 216,4711B 0,9636 0,7617 0,6922C 0,0000993 0,000835 -0,0004227D 0,03417 0,011292 0,02314Compresibilidad de Fluidos del Yacimiento por Encima del Punto de Burbujeo. Los fluidos del yacimiento por encima del punto de burbujeo tienen todo elgas existente en solucin. Cuando se aplica presin a talsistema en exceso msarribadelapresindeburbujeo, ocurreunadisminucinnolineal enel volumen, que depende de al temperatura y composicin del fluido. La variacin en el volumen de un fluido de yacimiento relativo al volumen a la presin del punto de burbujeo se denominan Factores Volumtricos Relativos (FVR), los cuales pueden convertirse a Factores Volumtricos del Fluido de la Formacin (FVF) si se conoce el Factor Volumtrico a la presin del punto de burbujeo.Tipos deYacimientos de Gas.Los yacimientos de gas pueden ser yacimientos degasnoasociadoyyacimientosdegasasociadoconel petrleo. Bajolas condiciones iniciales del yacimiento,loshidrocarburos se encuentran en estado monoobifsico. En este caso puede ser lquido, en donde todo el gas presente esta disuelto en el petrleo. Luego, habr que calcular las reservas de gas disuelto y del petrleo. Y, si el yacimiento es gaseoso. En este caso el Yacimiento puede ser de: Condensado degas (hay hidrocarburos vaporizados y recuperables como lquido) en la superficie del yacimiento, y habr que calcular las reservas de lquido destilado y las del gas, de tal forma de tener un estimado del caudal, que se puede obtener, delos fluidos obtenidos del yacimiento, y conellos establecer una eficiente evaluacin composicin y de comportamiento de los fluidos del yacimiento bajo estudio y definicin de comportamiento.Por su origen, el gas natural se clasifica en asociado y no asociado.GasAsociado:El GasAsociadoesaquel queseencuentraencontactoy/o disueltoenelpetrleo delyacimiento En losyacimientos,generalmente,el gas natural asociadose encuentracomo gashmedo cido.Este gastienequese sometidoal procesodedeseparacingas- petrleo, parapoder ser tratadoy 2626utilizado. El gas asociado es un gas natural que se ha extrado de los yacimientos junto con el petrleo, partiendo del postulado que donde hay petrleo, hay gas. Ms del 90% de las reservas de gas natural es de gas asociado. Se considera que en los yacimientos se forman capas de gas. Gas No Asociado: El gas no asociado, es aquel que se encuentra en yacimientos quenocontienencrudo,alascondiciones depresinytemperaturaoriginales. Este gas puede hallarsecomohmedocido, hmedo dulceoseco.Este gas, puede ser tratado y distribuido sin necesidad delproceso de separacin. Elgas naturalno asociado.es un gas que solo esta unido con agua en yacimientos de gas seco, trmino que no tiene ninguna relacin con el contenido de agua, y solo esta referido al imposibilidad de producir hidrocarburos lquidos.Elgas esta compuesto principalmente por metano (C1), compuesto que alcanza una concentracin porcentual mayor a 90%, con pequeas cantidades de pentanos y compuestos ms pesados (C5+ 90%), el gas por lo general, tiene pequeas cantidades de pentano (C5) y componente ms pesado (C+560. El trmino Gas Hmedo no esta relacionado con el contenido de agua, sino con la capacidad de producir hidrocarburos lquidos. Es de suponer que los gases hmedos tienen un mayor porcentaje de componentes intermedios ypesados quelosgasessecos, es por elloquesiemprehay quetener un conocimiento de estos yacimientos: La temperatura de estos yacimientos es mayor quelacricondentrmicadel gashmedo. Estosyacimientossepueden encontrar regiones bifsicas en un diagrama de fases d.- Yacimientos de Condensado. Aqu los hidrocarburos estn en estado gaseoso, por caractersticas especficas de presin, temperatura y composicin. El gasestamezcladoconotroshidrocarburoslquidos. Durantelaproduccindel yacimiento, la presin disminuye y permite que elgas se condense en petrleo lquido, elcualalunirse en forma de pelcula a las paredes de los poros queda atrapado y nopuede serextrado.Estopuede evitarse inyectandogas a fin de mantener lapresindel yacimiento, loquerepresentaunadelasprincipales bondades delgasnatural, ya que en losyacimientosesnecesario mantener la presin para evitar problemas operacionales, que pueden implicar elevados costos.La produccin de los yacimientos de gas condensado se puede considerar una fase intermedia entre la fase de petrleo y la fase de gas o vapor. Aunque, se debe tener muy en cuenta,quela produccindecondensados degas,es casi todo gas, delcualse condensalquido enlos separadores de superficie. Todo, estoconllevaa que un yacimiento de condensado de gas se pueda definir Como aquellosyacimientosqueproducenlquidosdecolor plidosoincoloros, con gravedades API mayores a 45 grados y razones gas- petrleo (RGP) con valores en un intervalo de 5000 a 100000 (PCN/BN)2828Un yacimiento de condensado de Gas se puede definir, como un yacimiento de gas natural y lquido, con una mayor proporcin de gas. El condensado aparece cuandoel gas es extradodel pozo, ysutemperaturaypresincambianlo suficiente para que parte del mismo se convierta en petrleo lquido. Cuando se habla de condensado puede referirse a cualquier mezcla de hidrocarburo relativamente ligeros que permanecen lquidos a temperatura y presin normales. Tendrn algunas cantidades de propano (C3) y butano (C4) disueltos en el condensado. A diferencia del petrleo crudo, tienen poca o ninguna cantidad de hidrocarburospesadosdelosqueconstituyenel combustiblepesado. Haytres fuentes principales decondensados:a.-Loshidrocarburoslquidosqueseseparancuandoel gascrudoestratado. Este condensado tpicamente consiste de pentano (C5) a octano (C8)b.- Los hidrocarburoslquidos provenientes del gas no asociado que se recuperan en la superficie.c.- Los hidrocarburos lquidos que provienen del yacimiento de gas- condensadoEstos pueden ser apenas distinguibles de un crudo ligero estabilizadoSe puede sealar tambin que un Condensado es un lquido producido por efectos de la condensacin. Puede tratarsede hidrocarburos en estado lquido, agua o ambos. Se forma por condensacin de los vapores delgas. Especficamente se refierealos hidrocarburos lquidos quesecondensandel gas natural como consecuencia de los cambios de presin y temperatura cuando el gas del yacimientosellevaacondicionesdesuperficie, comotambinpuedeser un lquido que se condensa enlas calderas deagua, lo que indicaqueeltrmino condensado esta involucrado con varios procesos.En trminos generales un condensado esta constituidos por proporciones variadas de propano,butano, pentanoycompuestos ms pesados(C3; C4; C5y C5+)los cuales tienen nada o muy poco de metano y etano (C1 y C2). El reservorio de Gas Condensado, se refiere al reservorio donde existe gas y condensado, pero en una sola fase homognea, por lo general en fase gaseosa. Cuando el fluido sale del reservorio y la presin se reduce por debajo de su nivel crtico, entonces aparece lafaselquida. Losreservoriosqueproducencondensadosenestaformason cuidadosamente controlados para reciclar algo de gas despus, que el condensado haya sido separado, porque de otro modo puede ocurrir condensacin retrgrada en el reservorio, lo que causa un grave problema operacional al proceso de produccin.Enconclusinel gas condensado sedefine como un gas con lquido disuelto. El contenido de metano es mayor al60% (C1>60%, mientras que elcontenido de heptanoyfraccionesmspesadasdebendeser mayoresal 12,5%Aqu la mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presin y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de roco La temperatura delyacimiento tieneunvalorentrela temperatura crtica y la cricondentrmica de la mezcla. l 2929gas presenta condensacin retrgrada durante el agotamiento isotrmico de presin. Ensucaminohaciael tanque dealmacenamiento, el gascondensado sufre una fuerte reduccin de presin y temperatura penetrando rpidamente en la regin de 2 fasesClasificacin de los Yacimientos de Hidrocarburos, segn los Diagramas de Fases:Los diagramas defases, tantopresin- temperatura (P-T), comolos presin- Volumen (P-V) o presin- composicin, y temperatura - composicin son deutilidadpararealizarunaevaluacincualitativadelosyacimientos. Aunque, para efectos de simplificar la aplicabilidad de los diagramas de fases, se trabaja fundamentalmente solo con los diagramas presin- temperatura. Luego, desde un punto de vista tcnico, los diferentes tipos de yacimientos pueden clasificarse de acuerdo conla localizacin de latemperatura ypresininiciales delyacimiento con respecto a la regin de dos fases (gas y petrleo) en los diagramas de fases que relacionan temperatura y presin. En la figura 1se presenta un diagrama de fase que permite hacer una caracterizacin de los yacimientos.Figura 1. Diagrama de fase de un Sistema MulticomponenteEn la figura 1 el rea cerrada por las curvas del punto de burbujeo y del punto de roco hacia el lado izquierdo inferior, es la regin de combinaciones de presin y temperaturaen dondeexistendos fases: lquiday gaseosa (vapor). Lascurvas dentro de la regin de dos fases muestra el porcentaje de lquido en el volumen total de hidrocarburo, para cualquier presin y temperatura que tenga el yacimiento al momento de realizar la evaluacin de la composicin del fluido que caracterice al yacimiento, esta caracterizacin se puede realizar perfectamente a travs de un anlisis de los diagramas de fases.Es necesario hacer resaltar que Inicialmente, toda acumulacin de hidrocarburos tienesupropiodiagramadefasesquedependeslodelacomposicindela 3030Temperatura del Yacimiento FPresin del Yacimiento, Lpca40003500300025002000150010005000 50 100 150 200250 300350Yacimientos dePetrleoYacimientos deGas CondensadoYacimientos deGas HmedoCamino seguido por el fluidodel Yacimientoacumulacin de la mezcla de hidrocarburos que conforman los componentes de los fluidos del yacimiento, lo que indica que cada uno de los fluidos del yacimiento puedeser caracterizaatravsdeundiagramadefase, yqueenestecaso especfico, por lo general se utilizan los diagramas de fases presin- temperaturas, que son los que ms se ajustan a este comportamiento.Si seconsideraunyacimientoconel fluidoquerepresentalafigura1, auna temperatura inicial de 300 F y una presin inicial de 3700 lpca, para el anlisis se considera la ubicacin del punto (A). Como dicho punto se encuentra fuera de la regin de dos fases, el fluido se hallar inicialmente en estado monofsico, en este caso la composicin sersologas. Como el fluido que queda en el yacimiento durante la produccin permanece a 300 F, es evidente que el fluido permanecer en estado gaseoso a medida que la presin disminuya a lo largo de la trayectoria, que en este caso sera de (AaA1).Lacomposicindel fluidoproducidopor el pozonovariaramedidaqueel yacimiento se agota. Esto ser cierto para cualquier acumulacin de esta composicin, donde la temperatura del yacimiento excede el punto cricondentrmico o mxima temperatura a la cual pueden existir dos fases, que en estecasoespecficoes250F. Aunqueel fluidoquequedaenel yacimiento permanecerenestadomonofsico, el fluidoproducidoal pasar del fondodel pozo a los separadores en la superficie, aunque en la misma composicin, puede entrar en la regin de dos fases debido a la disminucin de la temperatura, como lorepresentalalneaconformadapor los puntos (AaA2). Estoimplicala produccindelquidocondensadoenlasuperficieapartir deungas enel yacimiento.Eslgicoquesi el puntocricondentrmicodeunfluidoestpor debajo, por ejemplo, a 50F, slo se encontrar elgas en las superficies a las temperaturas normales de ambiente, y la produccin se denominar gas seco. No obstante, la produccinpuedeancontener fraccioneslquidasquepuedenremoversepor separacin a baja temperatura o por plantas de recuperacin de gasolina del gas natural,oloqueimplicala recuperacindeloslquidosdel gasnatural,enlas plantas de extraccin o fraccionamiento.Si se asume un nuevo un yacimiento con el mismo fluido de la figura 1, pero a una temperatura de 180 F y presin inicial de 3300 lpca, lo que indica que fluido se encuentraenel punto(B) delafigura1. Aqu latemperaturadel yacimiento excedelatemperaturacrticay, comoantes, el fluidoseencuentraenestado monofsico denominado fase gaseosa A medida que la presin disminuye debido a la produccin, la composicin del fluido producido ser la misma que la del fluido del yacimientoanterior en el punto (A), y permanecer constante hasta alcanzar la presin del punto de roco, a 2545 lpca, que se representa por el punto (B1). Por debajo de esta presin, se condensa lquido del fluido del yacimiento en forma de roco; de all que este tipo de yacimiento comnmente se le denomine yacimiento depuntoderoco. Debidoa estacondensacin, lafasegaseosadisminuirsu 3131contenidolquido. Comoel lquidocondensadoseadhiereal material slidoo paredes de los poros de la roca, permanecer inmvil.Porconsiguiente, el gasproducidoenlasuperficietendruncontenidolquido menor, aumentando la relacin gas-petrleo de produccin. Este proceso, denominado condensacin retrgrada, contina hasta alcanzar un punto de mximo volumen lquido, que en este caso es 10%(V/V) a 2250 lpca, punto (B2). Seempleael trminoretrgradoporquegeneralmenteduranteunadilatacin isotrmica ocurre vaporizacin en lugar de condensacin, una vez que se alcanza el puntoderoco, debidoaquelacomposicindel fluidoproducidovara, la composicindel fluidoremanenteenel yacimientotambincambia, ylacurva envolvente comienza a desviarse.El diagrama de fases de la figura 1 representa una mezcla y slo una mezcla de hidrocarburos. Lamentablemente, para recuperacin mxima de lquido, esta desviacineshacialaderecha, loqueacentaaunmslaprdidadelquido retrgrado en los poros de la roca del yacimiento.Si, se ignora por el momento esta desviacin en el diagrama de fases, desde el punto de vista cualitativo,la vaporizacindellquido formadoporcondensacin retrgrada (lquido retrgrado) se presenta a partir del punto (B2) hasta la presin de abandono en el punto (B3). Esta revaporizacin ayuda a la recuperacin lquida y se hace evidente por la disminucin en las razones gas-petrleo en la superficie. La prdida neta de lquido retrgrado es evidentemente mayor para: Menores temperaturas en el yacimientoMayores presiones de abandonoMayor desviacin del diagrama de fases hacia la derechaTodoestoes, naturalmente, unapropiedaddel sistemadehidrocarburos. En cualquier tiempo, el lquido producido por condensacin retrgrada en el yacimiento est compuesto, en gran parte, de un alto porcentaje (por volumen) de metano y etano, y es mucho mayor que el volumen de lquido estable que pudiera obtenersepor condensacindel fluidodel yacimientoapresinytemperatura atmosfricaLacomposicindel lquidoproducidopor condensacinretrgrada cambiaamedidaquelapresindisminuye, demaneraque4%del volumen lquidoretrgradoaunapresin, por ejemplo, de750lpcapuedecontener un condensadoestableacondicionesdesuperficieequivalentea6%del volumen retrgrado a 2250 lpca.Si la acumulacin ocurre a 3000 lpca y 75 F, punto (C), el fluido del yacimiento se encuentra en estado monofsico, denominado en este caso lquido, debido a que la temperatura est por debajo de la temperatura crtica. Este tipo de yacimiento se denomina de punto de burbujeo, ya que a medida que la presin disminuye se alcanzar el punto de burbujeo, en este caso 2550 lpca, punto (C1) de la figura 13. 3232Pordebajodel puntodeburbujeoaparecenburbujas, ounafasedegaslibre. Eventualmente, el gas libre comienza a fluir hacia el pozo, aumentando continuamente. Inversamente, el petrleo fluye cada vez en cantidades menores, y cuando el yacimientoseagota queda an muchopetrleoporrecuperar.Otros nombres empleados para este tipo de yacimiento de lquido (petrleo) son: yacimientodedeplecin, degasdisuelto, deempujepor gasensolucin, de dilatacin o expansin y de empuje por gas interno.Si la misma mezcla de hidrocarburos ocurre a 2000 lpca y 150 F, punto (D) de la figura 1, existe un yacimiento de dos fases, que contiene una zona de lquido o de petrleo con una zona o capa de gas en la parte superior. Como las composiciones de las zonas de gas y de petrleo son completamente diferentes entre s, pueden representarse separadamente por diagramas de fases individuales (que tendrn poco comn entre s) o con el diagrama de la mezcla. Las condiciones de la zona lquida o de petrleo sern las del punto de burbujeo y se producir como un yacimiento de punto de burbujeo, modificado por la presencia de capa de gas. Las condiciones de la capa de gas sern las del punto de roco y puede ser retrgrada o no retrgrada, ya se sabe que si es retrgrada habracumulacindehidrocarburoslquidosenlaformacin, yporlotantoal llegar el fluidoalasuperpieestarconunmenor contenidodehidrocarburos pesados, que sern los que se acumulen en la formacin..Luego, sepuedesealar quelosyacimientosdehidrocarburosseencuentran inicialmente ya sea en estado monofsicopuntos (A, B y C) o en estado bifsico (D), de acuerdo con la posicin relativa de sus presiones y temperaturas en los diagramas de fases. En deplecin volumtrica (donde no existe intrusin de agua) estos diferentes yacimientos monofsicos pueden comportarse: Como yacimientos simples o normales de gas(A), donde la temperaturadelyacimiento excedeel cricondentrmico, tal como se sabe este es la mxima temperatura donde existe equilibriolquido- vapor aunapresindada, ycual sepuedeidentificar enun diagrama de fases. Como yacimientos de condensacin retrgrada (de punto de roco) (B), donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crtica y la temperatura del punto cricondentrmico.Como yacimientos de gas disuelto (de punto de burbujeo) (C), donde la temperatura delyacimiento est por debajo de la temperatura crtica. Cuando la presin y la temperatura caen dentro de la regin de dos fases, existir una zona depetrleoconunacapadegasenlapartesuperior. Lazonadepetrleo producir como un yacimiento de petrleo de punto de burbujeo y la capa de gas como un yacimiento monofsico de gas (A) o como un yacimiento retrogrado de gas, situacin que se presenta en elpunto (B) deldiagrama de fases, sealado para este ejemplo.Factor Volumtrico de Gas (BG) en el YacimientoEste es un factor adimensional querelacionael volumendegas enel yacimientoapresiny temperatura de operacin, en relacin, al volumen de la misma masa de gas en superficie a una presin y temperatura Estndar, lo que en el Sistema Britnico de 3333Unidades, significa una presin de 14,73 libras por pulgadas al cuadrado absolutas (lpca) y temperatura de 60F o 520 R. Por lo generaleste factor viene expresado en pies cbicos del yacimiento a pies cbicos en condiciones normales (PCY/PCN), como tambin se puede expresar en barriles delyacimiento a pies cbicosnormales(BY/PCN). Envistadelagranexpansibilidaddeungas, un volumendadodegaslibreenel yacimientoincrementaenformanotoriasu volumen a condicionesde superficie y porlotantoel factorvolumtrico degas (BG), toma valores muy pequeos.Se puede concluir que el factor volumtrico de gas es fundamentalmente un factor de conversin, que permite expresar el volumen que ocupara el gas a condiciones de presin y temperatura diferentes en cierto volumen del gas. Cuando se trabaja con gas, es comn definir un juego de condiciones estndares, para poder convertir todas a las condiciones del gas, a las condiciones estndares definidas El factor volumtrico del gas esta dado por la siguiente ecuacinCOCO COCOCO COCO CE CE CECE CO CO COCECOGPxT ZxxP R x lbmol xlpca x xT lbmol x ZxR xP xT xn ZxR xP xT xn ZVVB 0283 , 0) ( 520 ) ( 1 1) ( 7 , 14 ) ( 1 (12)Donde:(BG) factor volumtricodegasenpiescbicosdel yacimientopor pies cbicos normales o estndar (PCY/PCN); (VCO) volumen en condiciones de operacin en (pie3); (VCE) volumen en condiciones estndar o normales en (PCN) ; (ZCO) Factor decompresibilidadencondiciones deoperacin; (ZCe)=factor de compresibilidad en condiciones normales o estndar, que se asumen igual a uno (ZCE=1); (R)=constante universal de los gases.En elSistema Britnico de Unidades tiene un valor de (10,73 PC x lpca / lbmol xR); (PCE)= presin en condiciones normales o estndar, en Sistema Britnico de unidades tiene un valor de 14,7 (lpca); (PCO)= presin en condiciones de operacin; (nCO)= nmero de moles en condiciones de operacin, se asume que no hay prdidas, luego es igualalnmero de moles en condiciones normales o estndar (nCE=nCO =1 lbmol).La mayor dificultad en la aplicacin de la ecuacin (12) es la determinacin del Factorde Compresibilidad(Z).Aunquela verdad es queexistenmuchasformas para determinar este parmetros, pero siempre existen dificultades para determinarlo: Si se disponen de modelos de simulacin se reduce la complicacin, ya que se pueden utilizar incluso ecuaciones de estado cbicas, la dificultad en este caso, es determinar la raz adecuada a tomar como resultado, para determinar el factor, conlocual seobtienevalores, conunciertogradode precisin y exactitud. Aunque si se dispone de datos suficiente, como por ejemplo datosdeoperaciny encondiciones normales sepuedeutilizar laecuacin combinada de los gases, con lo cual se puede determinar el factor de compresibilidad del gas, que se esta trabajando en condiciones de operacin, la ecuacin es:3434CO COCO COCN CNCN CNxT ZxV PxT ZxV P(13)CO CN CNCN CN CO COCOxT xV PxZ xT xV PZ =COCO COCOCO COTxV PxT xxV xP x093 , 063 , 379 ) 73 , 14 () 1 ( ) 520 ((14)Donde (CN) representan las condiciones normales o estndar y (CO) representan las condiciones operacionales. El factor de compresibilidad debe de ser determinado para cada gas por separado, a las condiciones de presin y temperatura de operacin. La ecuacin (14) tiene una amplia aplicabilidad, ya que se puede establecer en forma fcil una relacin entre las condiciones operacionales y condicionales Estndar o de base, y que tambin se denominan condiciones de base.Determinacin del factor volumtrico de gas:COCO COCOCO COGPxT ZPCNBlPxT ZPCYBlxPCNPCYB

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00504 , 0615 , 510283 , 0(15)En algunos casos se utiliza el inverso de (BG )CO COCOCO COCOGGxT Z PxPCYPCNxT Z PxBB

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3357 , 350283 , 01 1(16)CO COCOCO COCOGGxT Z PxBlPCNxT Z PxBB

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4127 , 19800504 , 01 1(17)Se ha comprobado experimentalmente que para una gran cantidad de mezclas de gasnaturalla variacin de inverso de factor volumtrico (B'G ) con respecto a la relacin delFactor de Compresibilidadypresin (Z/P)o delFactor Volumtrico (BG) con respecto a la relacin presin factor de compresibilidad (P/Z) es lineal a presionesnomuyelevadas(3000- 4000lpca), detal maneraquesepueden ajustar a travs de un polinomio de segundo grado en presin (P) usando mnimos cuadrados, loquepermitecuantificar el Factor Volumtrico, enfuncindela presindeoperacindel sistemagaseosos, desdeluegoatravsdepruebas estadsticas se debe de determinar la significancia de la ecuacin de regresin.2 'cP bP a BG + (18)Para la solucin de la ecuacin (18) se deben de resolver lo siguiente:3535 + + nininii i GiP c P b na B1 1 12 '(19) + + ninininii i i Gi iP c P b P a B P1 1 1 13 2 '(20) + + ninininii i i Gi iP c P b P a B P1 1 1 14 3 2 ' 2(21)Colocando las ecuaciones (19, 19; 20 y 21) en forma matricial queda la ecuacin (22) Donde : (n) = nmero de valores del factor volumtrico y presin utilizadas en la operacin ;(Pi)= presin del punto (i) en lpca; (BG)=factor volumtrico del gas a lapresin(Pi) en(PCN/PCY) (a; by c) sonconstantes y quepuedenser obtenidasatravsdelaecuacin(22), yparaelloseutilizaalgunosdelos mtodos numricos directos de solucin desistemas lineales de ecuaciones simultneas, todos los cuales se pueden resolver con una gran facilidad utilizado computadoras o calculadoras programablesDeterminacindel Gas enel Yacimientopor el MtodoVolumtrico. El volumen normal de gas en un yacimiento, en pies cbicos normales o estndares (PCN), con un volumen poroso disponible para gas igual a (VG) pies cbicos no es otracosaquelarelacin: (BGxVG), endonde(BG)seexpresaen(PCN/PCY). Pero, en vista que (BG) vara con la presin, bajo condiciones isotrmicas, luego el gasenel yacimientotambincambiaamedidaquelapresindisminuye, y seguramente el volumen poroso disponible para gas (VG), tambin pueda cambiar, y el cambio sera fundamentalmente, debido a la intrusin del agua en el yacimiento(estaesel aguaqueentraalazonade petrleodeunyacimiento, proveniente de formaciones que rodean el yacimiento denominadas acuferos) la intrusindeagua. Tambinsedebehacer notar que(VG), serelacionaconel volumentotal obruto(VB) del yacimientopor laporosidadpromedio( ) yla 3636saturacin promedio de agua connata (SW). El volumen total o bruto del yacimiento (VB ) se expresa en (acres- pies), y el volumen del gas original en sitio (GOES) se calcula mediante las siguientes ecuaciones:GOES =43560 xVB x(1- SW )x BG(23)En donde: (GOES)= volumen del gas original en el sitio en( )3pie ;(VB)= volumen total del yacimiento en (acre-pie); ( )= porosidad promedio en (%) ;(SW)= saturacin promedio del agua connata en (%) y (BG)= factor volumtrico del gas en (PCN/PCY), el hecho que este factor sea determinado a la presin de 14,7 lpca y 60 F de temperatura, trae como consecuencia que el GOES, quede expresado en estasmismosvaloresdepresinytemperaturaqueseconsiderancondiciones operacionales de presin y temperatura para elestudio de los componentes del yacimiento.Reservas de los Yacimientos de Gas: La reservason los volmenes de hidrocarburos que, de acuerdo a la informacin geolgica y de ingeniera disponible, presenta alta probabilidad (90%) de ser recuperados bajo condiciones econmicas y de abandono de las preestablecidas.En este, casose presenta el clculodelasreservaspor losmtodosvolumtricosydeclinacindepresin (balance de materiales), y con lo cual queda:Factores que Influyen en el Mtodo Volumtrico El mtodo volumtrico de gas fundamenta sus apreciaciones en mapas de subsuelo e ispacos, construidos con informacinobtenidaderegistroselctricos, pruebasdencleos, ypruebasde formacin y produccin. El ingeniero de yacimiento emplea todo estos datos, con el objetivodedeterminar el volumenproductor total del yacimiento. Cuandola formacinesuniformeyselograinformacinadecuadadelospozos, el error cometido en el clculo del volumen neto del yacimiento no debe exceder en ms de unas pocas unidades. En caso contrario el error puede ser alto, y desde luego traera errores en el clculo del GOES y otros parmetros de importancia para los yacimientos volumtricos de gas. Luego el error cometido en la determinacin del GOES se relaciona fundamentalmente con:a.- Mtodos para medir porosidad. Los mtodos de laboratorio utilizados para determinar porosidad incluyen la Ley de Boyle, saturacin con agua, saturacin con lquidos orgnicos, anlisis de ncleos, registros elctricos y de neutrn. La verdadesqueenladeterminacindeesteparmetrojuegaungranpapel el laboratorio que realice las determinaciones. La precisin y exactitud del valor de porosidad determinado por el mtodo de anlisis de ncleos, por ejemplo depende de la calidad, cantidad y uniformidad de los datos tomados. Los mtodos elctricos tienenlaventajaquepromedianvolmenesgrandesderocas. Pero, hayque tomar en cuenta que para evitar problemas en la utilizacin del dato de porosidad espreferibleutilizar suvalor promedio, tomadodelamismaformacomose determina la presin promedio.3737En realidad, la medicin de la porosidad, tal como, involucra principios fsicos muy simples, nodebera, entonceshaber conflictos, ensudeterminacin, ysi los laboratorios utilizan los mismos principios, se espera, luego que no se presenten grandes diferencias en la obtencin de los valores de la porosidad. Los mayores conflictos,enlos datos obtenidos, se relacionancon muestras no consolidas,y cuando se trata de trasladar el valor medido por un laboratorio al reservorio.Laporosidadse define como el porcentaje del volumen totalde una roca constituido por espacios vacos. Es necesario que el estudiante de petrleo tenga bien claro este concepto. La porosidad efectiva es el volumen total de los espacios porosos interconectados de manera que permitan elpaso delfluido a travs de ellos. En los yacimientos volumtricos de gas, el volumen ocupado por los hidrocarburospermanecenconstantedurantelaexplotacindel yacimiento, es decir no hay acuferos asociados. El volumen poroso estar ocupado por partes de gas y agua connata, segn lo siguiente:VP= VPG + VPW(24)En donde: (VP)= volumen de poros delyacimiento; (VPG)= volumen de poros del gas y (VPW)=volumen de poros del agua connota

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+ PPWPPGVVVV1(25)Pero: GPPGSVV

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(26)WPPWSVV

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(27)Luego la ecuacin (27) queda: 1=SG + SW(28)SWes constante, luego: SG =1-SW (29)GiPBVGOES (30)Resolviendo para (VG) y (BG) queda:GiW BGiG BGiGBS x x xVBxS x pie acre xVBVGOES) 1 ( 43560 ) ( 43560 (31)En este caso el GOES queda expresado en (PCN)3838b.- Mtodos paramedir el agua connata. El aguaexistenteenlas zonas gasferas y petrolferas de un yacimiento por encima de la zona de transicin se denomina agua innata o connata o intersticial. Esta agua es de gran importancia, en vista que reduce el volumen del especio poroso disponible para la acumulacin dehidrocarburos, adems, tambinafectalacapacidadderecuperacindelos yacimientos sean estos de petrleo, gas y petrleo o de gas en cualquier caso sern influenciados.El aguaconnatanoseencuentradistribuidaenformauniformeatravsdel yacimiento, sino que vara con la litologa y permeabilidad. El mtodo de Schilthuis que mide directamente la saturacin de agua connata a travs de la obtencin de ncleos, queseformanpor laformacinproductoraconlododeperforacin basndose en petrleo, y la posterior obtencin delagua de saturacin connata por la correlacin con la permeabilidad absoluta, su precisin y exactitud depende tambin de la calidad y cantidad de los datos tomados.Factores que Influyen en el Volumen de Agua de Formacin:El volumen de las aguas de formacin es afectado por la temperatura, la presin y la cantidad de gas en solucin. La compresibilidad del agua de formacin o agua innata, tambin contribuye en un alto porcentaje en algunos casos a la produccin de yacimientos volumtricos por encima del punto de burbujeo, adems contribuye en gran parte a la intrusin de agua en yacimientos de empuje hidrostticoLapermeabilidades la conductividadde uncuerpo poroso alos fluidos o capacidaddelosfluidosparadesplazarseentrelosespaciosqueconectanlos porosdeunamasaporosa. Entrminosgenerales, sepuedesealar quela permeabilidadimplicaladeterminacindelacapacidaddeconduccindeun determinado fluido. Aunque estrictamente hablando lo nico que puede en un caso real es la capacidad de inyeccin o de produccin de un determinado fluido. Sin, embargo la Ley de Darcy establece, que los procesos de inyeccin, conduccin y produccin, son propiedades que si es posible determinar uno de ellos, luego las otras se puede medir en funcin de la propiedad medida. Luego, lo hay duda que la permeabilidad es la medida de la capacidad de conducir fluidos. Nadie piensa quelapermeabilidaddeunsistemadependedesucapacidaddeadmitir o expulsar fluidos.Permeabilidad Relativa:La permeabilidad relativa es un parmetro, que por lo general sedeterminaencondicionesdelaboratorio, yenesecasoexpresala relacin funcional entre la saturacin de fases y la capacidad de un medio poroso para conducir dichas fases, cuando las fuerzas dominantes delproceso son las fuerzas viscosas. Bajo, de estas fuerzas las fases tienden a moverse preferentemente por los canales porales de mayor dimetro, y esta saturacin se presentaenzonas dealtocaudal, dondeel gradientedepresindinmicas superanampliamentelaspresionescapilaresdel sistema. Tambinsetienela PermeabilidadEfectiva,ysedefinecomo lamedidadelahabilidadde unsolo fluido para fluir a travs de una roca cuando otro fluido esta presente en el espacio poroso.Es la medida de la habilidad de un solo fluido para fluir a travs de una 3939roca cuando otro fluido est presente en el espacio poroso. Es as, por ejemplo como existen reservorios de gas de baja permeabilidad.ReservoriosGasiferosLosreservoriosgasferosdemuybajapermeabilidad presentan un conjunto de caractersticas propias que los diferencias de los que suelen llamarse "reservorios convencionales"(pese a todas las precauciones con quedebeemplearseestetrmino). Comoconsecuencia, tantodelaetapade muestreo y recoleccin de datos, como la de traslado de mediciones de la