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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“DISEÑO DE SOFTWARE ESPECIALIZADO PARA CÁLCULOS
DE CONDICIONES PVT EN GAS NATURAL PROVENIENTE DE
POZOS PETROLEROS”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
ISRAEL ALEJANDRO MURILLO CALDERÓN
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS
Quito, mayo, 2016
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© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2016
Reservados todos los derechos de reproducción
-
DECLARACIÓN
Yo ISRAEL ALEJANDRO MURILLO CALDERÓN, declaro que el trabajo
aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para
ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
_________________________
Israel Alejandro Murillo Calderón
C.I.1716155922
-
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Diseño de software
especializado para cálculos de condiciones PVT en gas natural
proveniente de pozos petroleros”, que, para aspirar al título de Ingeniero
de Petróleos fue desarrollado por Israel Alejandro Murillo Calderón, bajo
mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y
cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de
Titulación artículos 18 y 25.
___________________
Ing. Fausto Ramos
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I. 1705134102
-
DEDICATORIA
Este trabajo de graduación está dedicado a mis padres Italo Murillo y Mónica
Calderón, porque han estado conmigo a cada paso que doy, cuidándome,
amándome incansablemente así como yo lo he hecho, dándome fortaleza
para continuar… Su tenacidad y lucha insaciable me han sacado adelante,
han hecho de mí la persona que soy ahora, esto es para ustedes.
A Katherine y Yoshi quienes me han apoyado sin dudar ni un solo momento
de mi inteligencia y capacidad, estando para mí de manera incondicional;
todo lo que hago es por ustedes, los amo.
Israel Alejandro Murillo Calderón
-
AGRADECIMIENTO
Quiero agradecer a cada una de las personas que forman parte de mi vida y
han estado ahí para mí en los momentos en que los he necesitado.
A mis padres Italo Murillo y Mónica Calderón, por su amor, dedicación,
comprensión y apoyo incondicional; todo lo que soy, sin excepción alguna es
gracias a ustedes.
A mi familia por creer en mí y apoyarme para salir adelante.
A Katherine y Yoshi por ser parte de mi vida, por compartir grandes
momentos felices juntos que no olvidaremos a pesar del tiempo.
Al Ing. Fausto Ramos por ayudarme a desarrollar este proyecto de tesis y
brindarme su apoyo incondicional, hasta la finalización del mismo; su guía,
así como su experiencia fueron de vital importancia.
Una vez creí que somos la suma de nuestros errores… pero los aciertos son
los que nos marcan y dan forma a nuestro camino; todo lo conseguido hasta
ahora ha sido con trabajo duro y dedicación, nunca ha sido, ni será fácil,
terminó un peldaño más en el camino de mi vida y sé que faltan más retos
por venir pero los afrontare sin temor alguno gracias a ustedes.
Israel Alejandro Murillo Calderón
-
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN XI
ABSTRACT XII
CAPÍTULO I 1
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1 PROBLEMA 1
1.2 JUSTIFICACIÓN 2
1.3 OBJETIVOS 3
1.3.1 OBJETIVO GENERAL 3
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3
CAPÍTULO II 4
2. MARCO TEÓRICO 4
2.1. ANTECEDENTES 4
2.2. BASES TEÓRICAS 7
2.2.1. GAS IDEAL 7
2.2.2. GAS REAL 7
2.2.3. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD (Z) 8
2.2.4. GAS HIDROCARBURO DEFINICIÓN 9
2.2.5. COMPORTAMIENTO DEL GAS HIDROCARBURO 9
2.3 CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL POR SU COMPOSICIÓN. 10
2.3.1 GAS ÁCIDO 10
2.3.2. GAS DULCE 10
2.3.3. GAS POBRE O GAS SECO 11
2.3.4. GAS RICO O GAS HÚMEDO 11
2.3.5. GAS CONDENSADO 12
2.3.6. GAS ASOCIADO 12
2.3.7. GAS NO ASOCIADO 12
2.3.8. GAS NATURAL LICUADO (GNL) 13
2.3.9. LÍQUIDOS DEL GAS NATURAL (LGN) 13
-
ii
2.3.10. GAS HIDRATADO 14
2.4 YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS 14
2.4.1 YACIMIENTOS DE PETRÓLEO/YACIMIENTOS SATURADOS 14
2.4.2 YACIMIENTOS DE GAS-PETRÓLEO 15
2.4.3 YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO 16
2.4.4 YACIMIENTOS DE GAS SECO 16
2.5 DIAGRAMA DE FASES 17
2.5.1 PRESIÓNES QUE INFLUYEN EN LA PRODUCCIÓN DE
HIDROCARBUROS PROVENIENTES DE POZOS PETROLEROS 19
2.6 CLASIFICACIÓN DE HIDROCARBUROS DE ACUERDO A SU
DIAGRAMA DE FASE 20
2.6.1 PETRÓLEO NEGRO / BLACK OIL 20
2.6.2 PETRÓLEO VOLÁTIL / VOLATIL OIL 21
2.6.3 GAS RETRÓGRADO / RETROGRADE GAS 22
2.6.4 GAS HÚMEDO / WET GAS 24
2.6.5 GAS SECO / DRY GAS 25
2.6.6 COMPARACIÓN DE LOS TIPOS DE HIDROCARBUROS DE
ACUERDO A SU DIAGRAMA DE FASES 26
2.7 UTILIDADES DEL GAS NATURAL 27
2.7.1 INDUSTRIA QUÍMICA / PETROQUÍMICA 27
2.7.2 INDUSTRIA DEL CEMENTO 28
2.7.3 INDUSTRIA DEL VIDRIO 28
2.7.4 INDUSTRIA DEL PETRÓLEO 28
2.8 DETERMINACIÓN DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL 28
2.8.1 CROMATOGRAFÍA DE GASES 28
2.8.2. DESCRIPCIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES 29
2.9 PARÁMETROS QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTO DEL GAS
HIDROCARBURO 31
2.9.1 PRESIÓN 31
2.9.2 VOLUMEN 31
2.9.3 MASA 32
2.9.4 TEMPERATURA 32
-
iii
2.10 CONDICIONES DE LOS GASES PUROS, TEMPERATURAS Y
PRESIONES CRÍTICAS 32
2.10.1 TEMPERATURA CRÍTICA 32
2.10.2 PRESIÓN CRÍTICA 33
2.11 REQUISITOS QUE DEBE CUMPLIR EL GAS NATURAL 33
2.12 FUNCIONAMIENTO DEL GAS EN FLUJO MULTIFÁSICO 34
2.12.1 FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS 34
2.13 ANÁLISIS PVT DE LABORATORIO 35
2.13.1 MUESTREO DE FLUIDOS PARA ANÁLISIS PVT 36
2.13.2 PRUEBA DE EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN CONSTANTE 39
2.13.3 PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL 40
2.13.4 PRUEBA DE SEPARADORES 42
2.13.5 PRUEBA DE VISCOSIDADES 43
CAPÍTULO III 45
3. METODOLOGÍA 45
3.1 ANÁLISIS PVT 45
3.2 DETERMINACIÓN DE CORRELACIONES PARA EL CÁLCULO DE
LAS CONDICIONES PVT DEL GAS HIDROCARBURO 46
3. 2.1 CONSTANTE UNIVERSAL DE LOS GASES (R) 46
3.2.2 CÁLCULO DE CONDICIONES PSEUDOCRÍTICAS Y
PSEUDOREDUCIDAS (Tsc & Psc; Psr & Tsr) 47
3.2.3 NÚMERO DE MOLES (N) 47
3.2.4 FRACCIÓN MOLAR (Yi) 47
3.2.5 PESO MOLECULAR (M) 48
3.2.6 TEMPERATURA Y PRESIÓN PSEUDOCRÍTICA (Tsc & Psc) 48
3.2.7 PODER CALÓRICO BRUTO (PCBg) 50
3.2.8 PODER CALÓRICO NETO (PCNg) 51
3.2.9 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS (Ɣg) 53
3.2.10 PRESIÓN Y TEMPERATURA PSEUDOREDUCIDAS(Psr&Tsr) 53
3.2.11 TEMPERATURA Y PRESIÓN PSEUDOCRÍTICA CORREGIDAS
POR IMPUREZAS (T’sc & P’sc) 54
-
iv
3. 2.12 FACTOR DE COMPRESIBILIDAD (z) 55
3.2.13 GPM DE LA MEZCLA GASEOSA (gpm) 56
3.2.14 DENSIDAD DE LA MEZCLA GASEOSA (Ƿg) 57
3.2.15 GRAVEDAD ESPECÍFICA DE LA FRACCIÓN HIDROCARBURO
(Ɣghc) 57
3.2.16 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS (Bg) 58
3.2.17 FACTOR DE EXPANSIÓN DEL GAS (Eg) 58
3.2.18 PRESIÓN ESTÁTICA DE FONDO (PEF) 59
3.2.19 PESO DE LA COLUMNA DE GAS (PCG) 59
3.2.20 COMPRESIBILIDAD ISOTERMICA DEL GAS REAL (Cg) 60
3.2.21 GRADIENTE DE PRESIÓN DEL GAS HIDROCARBURO (Δg) 60
3.2.22 ÍNDICE DE WOBBE (IW) 61
3.2.23 VISCOSIDAD DINÁMICA DEL GAS (μg) 61
3.2.24 CALOR ESPECÍFICO DEL GAS (CPg) 62
3.2.25 CONDUCTIVIDAD TÉRMICA DEL GAS (Kgh) 63
3.2.26 FLUJO DEL GAS A CONDICIONES ESTÁNDAR (Qsc) 64
3.2.27 CALCULO DEL NÚMERO DE REYNOLDS (NRE) 66
3.2.28 FLUJO DEL GAS A CONDICIONES DE OPERACIÓN (Q) 66
3.2.29 DENSIDAD DEL GAS A CONDICIONES DE OPERACIÓN (Ƿgop)
67
3.2.30 VELOCIDAD DE GAS EN TUBERÍA (Vg) 67
3.2.31 VELOCIDAD DE FLUJO EROSIVO (Ve) 68
3.2.32 PRESIÓN DE BURBUJA (Pb) 68
3.2.33 SATURACIONES DE FLUIDOS (So, Sw & Sg) 69
3.2.34 FLUJO VOLUMÉTRICO DE GAS A CONDICIONES DE
OPERACIÓN O ESTÁNDAR (Qop & Qsc) 69
3.2.35 FACTOR VOLUMÉTRICO DE AGUA A TEMPERATURA DE
INTERÉS (Bw) 70
3.2.36 DENSIDAD DE AGUA A TEMPERATURA DE INTERÉS (Ƿw) 70
3.2.37 GRAVEDAD ESPECÍFICA DE PETRÓLEO (Ɣo) 71
3.2.38 FACTOR VOLUMÉTRICO DE PETRÓLEO A CONDICIONES DE
OPERACIÓN (Bop) 71
-
v
3.2.39 DENSIDAD DE PETRÓLEO A TEMPERATURA DE INTERÉS
(Ƿo@T) 72
3.2.40 FLUJO VOLUMÉTRICO DE PETRÓLEO Y AGUA (FVo&FVw) 72
3.2.41 FLUJO MÁSICO DE GAS, PETRÓLEO Y AGUA (FWg, FWo &
FWw) 73
3.2.42 FLUJO MOLAR DE GAS, PETRÓLEO Y AGUA (FMg, FMo &
FMw) 73
3.3 DESARROLLO DEL SOFTWARE PARA CÁLCULO DE
CONDICIONES PVT DEL GAS HIDROCARBURO 74
3.3.1 FASE 1: ESTABLECIMIENTO DE LA BASE DE CÁLCULO 74
3.3.2 FASE 2: SELECCIÓN DE CORRELACIONES 76
3.3.3 FASE 3: APLICACIONES DE LAS CONDICIONES PVT DEL GAS
HIDROCARBURO 77
3.3.4 FASE 4: FORMATO DE PRESENTACIÓN DE RESULTADOS 78
3.3.5 FASE 5: FINALIZACIÓN DEL SOFTWARE DE CÁLCULO DE
CONDICIONES PVT DEL GAS HIDROCARBURO PROVENIENTE DE
POZOS PETROLEROS 80
CAPÍTULO IV 83
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 83
4.1 CÁLCULO DE CONDICIONES PVT DEL GAS DE UN POZO “X” 83
4.2 CÁLCULO DE CONDICIONES PVT Y CARACTERIZACIÓN DEL GAS
HIDROCARBURO PROVENIENTE DE UN POZO “X” 85
4.3 RESULTADOS DEL CÁLCULO DE CONDICIONES PVT Y
CARACTERIZACIÓN DEL GAS HIDROCARBURO DE UN POZO “X” 121
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 125
5.1 CONCLUSIONES 125
5.2 RECOMENDACIONES 127
GLOSARIO DE TÉRMINOS 128
BIBLIOGRAFÍA 132
-
vi
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Demanda de gas natural en economías emergentes 5
Figura 2. Comportamiento de Gas Ideal - Gas Real 8
Figura 3. Yacimiento de Petróleo Saturado 15
Figura 4. Yacimiento de Gas-Petróleo 15
Figura 5. Yacimiento de Gas Condensado 16
Figura 6. Yacimiento de Gas Seco 17
Figura 7. Diagrama de Fase 18
Figura 8. Presiones en el diagrama de fases 19
Figura 9. Diagrama de Fase Petróleo Negro 21
Figura 10. Diagrama de Fase Petróleo Volátil 22
Figura 11. Diagrama de Fase Gas Retrógrado 23
Figura 12. Diagrama de Fase Gas Húmedo 25
Figura 13. Diagrama de Fase Gas Seco 26
Figura 14. Comparación de los diagramas de fase 27
Figura 15. Equipo cromatógrafo de gases 30
Figura 16. Flujo multifásico de pozos 34
Figura 17. Equipo tomamuestras de fondo para Análisis PVT 38
Figura 18. Prueba de expansión a composición constante 40
Figura 19. Prueba de liberación diferencial 41
Figura 20. Prueba de separadores 42
Figura 21. Diseño de Software para condiciones PVT 75
Figura 22. Ingreso de correlaciones para el cálculo de condiciones PVT 76
Figura 23. Aplicaciones del cálculo de condiciones PVT del gas 77
Figura 24. Presentación de Resultados 78
Figura 25. Composición del gas hidrocarburo 79
Figura 26. Software para cálculo de condiciones PVT de gas hidrocarburo 80
Figura 27. Aplicación de las condiciones PVT del gas hidrocarburo 81
Figura 28. Cálculo de condiciones de Flujo, Volumétrico, Másico y Molar 82
Figura 29. Análisis Cromatográfico del Gas Hidrocarburo de un pozo "X" 84
-
vii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Características del Petróleo Negro 20
Tabla 2. Características del Petróleo Volátil 21
Tabla 3. Características del Gas Retrógrado 23
Tabla 4. Características del Gas Húmedo 24
Tabla 5. Características del Gas Seco 25
Tabla 6. Requisitos del gas natural 33
Tabla 7. Presión y Temperatura críticas 49
Tabla 8. Poder Calórico Bruto (PCB) de los componentes del gas 51
Tabla 9. Poder Calórico Neto (PCN) de los componentes del gas 52
Tabla 10. Valores gpm de los compuestos 56
Tabla 11. Calores específicos de los componentes del gas hidrocarburo 63
Tabla 12. Valores de las constantes para la ecuación de flujo de gases 65
Tabla 13. Consideraciones para la aplicación de las constantes de
Weymouth, Panhandle A y Panhandle B, en flujo de gases 65
Tabla 14. Composición del gas hidrocarburo de un pozo "X" 83
Tabla 15. Resultados de ni, yi & PM 87
Tabla 16. Resultados de PCBg y PCNg del gas hidrocarburo 90
Tabla 17. Resultados de cálculo de gpm del gas hidrocarburo 94
Tabla 18. Calor específico del gas hidrocarburo 104
Tabla 19. Resultados de las condiciones PVT del gas hidrocarburo 121
Tabla 20. Resultados de las aplicaciones de las condiciones PVT 123
Tabla 21. Resultados de flujos a condiciones de operación 124
Tabla 22. Resultados de flujos a condiciones estándar 124
-
viii
ÍNDICE DE ECUACIONES
[Ec. 1] Ecuación General de Estado de Gases Ideales 7
[Ec. 2] Ecuación General de Estado de Gases Reales 7
[Ec. 3] Factor de Compresibilidad (z) 9
[Ec. 4] Relación Viscosidad-Temperatura 43
[Ec. 5] Constante Universal de los Gases 46
[Ec. 6] Número de moles (n) 47
[Ec. 7] Fracción Molar (yi) 47
[Ec. 8] Peso Molecular (M) 48
[Ec. 9] Presión pseudocrítica (Psc) 48
[Ec. 10] Temperatura pseudocrítica (Tsc) 48
[Ec. 11] Temperatura pseudocrítica (Tsc) – Standing 49
[Ec. 12] Presión pseudocrítica (Psc) – Standing 49
[Ec. 13] Poder Calórico Bruto del Gas (PCBg) 50
[Ec. 14] Poder Calórico Neto del Gas (PCNg) 52
[Ec. 15] Gravedad Específica del Gas (ɣg) 53
[Ec. 16] Presión pseudoreducida (Psr) 53
[Ec. 17] Temperatura pseudoreducida (Tsr) 53
[Ec. 18] Factor de ajuste para corrección por impurezas 54
[Ec. 19] Temperatura pseudocrítica corregida (T’sc) 54
[Ec. 20] Presión pseudocrítica corregida (P’sc) 54
[Ec. 21] Factor de compresibilidad (z) – Beggs & Brill 55
[Ec. 22] Constante A para cálculo de z – Beggs & Brill 55
[Ec. 23] Constante B para cálculo de z – Beggs & Brill 55
[Ec. 24] Constante C para cálculo de z – Beggs & Brill 55
[Ec. 25] Constante D para cálculo de z – Beggs & Brill 55
[Ec. 26] Riqueza líquida del gas (gpm) 56
[Ec. 27] Densidad de la mezcla gaseosa (ƿg) 57
[Ec. 28] Gravedad específica de la Fracción Hidrocarburo ɣgHC 57
[Ec. 29] Factor Volumétrico del Gas (Bg) 58
[Ec. 30] Factor de Expansión del Gas (Eg) 58
-
ix
[Ec. 31] Presión Estática de Fondo (PEF) 59
[Ec. 32] Peso de la Columna de Gas (PCG) 59
[Ec. 33] Compresibilidad Reducida del gas real (cr) - Papay 60
[Ec. 34] Compresibilidad Isotérmica del gas real (cg) - Papay 60
[Ec. 35] Gradiente de presión del gas hidrocarburo (Δg) 60
[Ec. 36] Índice de Wobbe (IW) 61
[Ec. 37] Viscosidad Dinámica del Gas (μg) – Lee & Gonzales 61
[Ec. 38] Factor K para cálculo de Viscosidad Dinámica del Gas (μg) 61
[Ec. 39] Factor X para cálculo de Viscosidad Dinámica del Gas (μg) 61
[Ec. 40] Factor Y para cálculo de Viscosidad Dinámica del Gas (μg) 61
[Ec. 41] Densidad del gas para cálculo de Viscosidad Dinámica (μg) 62
[Ec. 42] Calor específico del gas (cpg) 62
[Ec. 43] Conductividad térmica del gas (Kgh) 63
[Ec. 44] Flujo de gas en tubería a condiciones estándar (Qsc) 64
[Ec. 45] Presión promedio (Pa) 64
[Ec. 46] Temperatura promedio (Ta) 64
[Ec. 47] Número de Reynolds (NRE) 66
[Ec. 48] Flujo de gas en tubería a condiciones de operación (Q) 66
[Ec. 49] Densidad del gas a condicines de operación (ƿgop) 67
[Ec. 50] Velocidad del flujo de gas en tubería (vg) 67
[Ec. 51] Velocidad de flujo erosivo en tubería (ve) 68
[Ec. 52] Presión de burbuja (Pb) 68
[Ec. 53] Factor F para el cálculo de Presión de burbuja (Pb) 68
[Ec. 54] Saturaciones de fluidos (So, Sw y Sg) 69
[Ec. 55] Flujo Volumétrico de gas a condiciones de operación y estandar
(FVgco&FVgsc) 69
[Ec. 56] Factor volumétrico del agua a temperatura de interés (Bw) 70
[Ec. 57] Factor ΔVwT para cálculo de factor volumétrico del agua (Bw) 70
[Ec. 58] Factor ΔVwP para cálculo de factor volumétrico del agua (Bw) 70
[Ec. 59] Densidad del agua a temperatura de interés (ƿw) 71
[Ec. 60] Gravedad específica del agua (ɣw) 71
[Ec. 61] Gravedad específica del petróleo (ɣo) 71
-
x
[Ec. 62] Factor volumétrico del petróleo a condiciones de operación (Bop) 72
[Ec. 63] Factor F para cálculo de Factor volumétrico del petróleo (Bop) 72
[Ec. 64] Densidad del petróleo a temperatura de interés (ƿo@T) 72
[Ec. 65] Flujo volumétrico de petróleo y agua(FVo&FVw) 72
[Ec. 66] Flujo másico de petróleo, gas y agua (FWo, FWg & FWw) 73
[Ec. 67] Flujo molar de petróleo, gas y agua (FMo, FMg & FMw) 73
-
xi
RESUMEN
En este trabajo de titulación, se desarrolló un software especializado para
cálculo de condiciones PVT de gas hidrocarburo proveniente de pozos
petroleros, mediante la utilización de la herramienta Microsoft Excel,
permitiendo conocer sus propiedades como peso molecular, viscosidad,
comprensibilidad isotérmica, gravedad específica, temperatura y presión
pseudocríticas, poder calórico, galones de C3+ por 1000 ft3 (gpm), entre
otras.
Se analizaron los fundamentos teóricos sobre las propiedades físicas y
químicas del gas, permitiendo conocer el método de caracterización Físico-
Química del gas hidrocarburo a través de la cromatografía de gases, gracias
a este método se pueden definir las características del gas hidrocarburo y
realizar los cálculos de las condiciones PVT mediante el manejo del software
desarrollado en Microsoft Excel
Finalmente, se ha demostrado la validez y confiabilidad de los resultados
obtenidos mediante la utilización del Software para cálculo de condiciones
PVT del gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros; mediante estos
cálculos se puede estimar su composición y condiciones PVT de manera
confiable; facilitando el trabajo en campo para profesionales, en la toma de
decisiones referentes a: utilización del poder energético del gas en diferentes
procesos, dimensionamiento de plantas de tratamiento de gas hidrocarburo,
manejo de operaciones de superficie, determinar las condiciones de flujo
multifásico, consideraciones para el diseño del sistema de levantamiento
artificial, diseño de completaciones, manejo óptimo de los fluidos del
reservorio, diseño y optimización de las variables de operación en facilidades
de superficie, entre otros.
-
xii
ABSTRACT
In this titulation work, was developed a specialized software for calculations
of PVT conditions of hydrocarbon gas from oil wells, using the Microsoft
Excel tool which allows to know the properties of gas like molecular weight,
viscosity, compressibility, specific gravity, pseudo critical temperature and
pressure, calorific power, gallons of C3 + by 1000 ft3 (gpm), and so on.
The theoretical foundations of the physical and chemical properties of
hydrocarbon gas in oil wells were analyzed, allowing knowing the method to
physical-chemical characterization through gas chromatography, with this
method you can define the characteristics and perform calculations of PVT
conditions of hydrocarbon gas through the use of software developed in
Microsoft Excel.
Finally, we have demonstrated the validity and reliability of the results
obtained by using the Software for calculation of PVT conditions of
hydrocarbon gas from oil wells; through these calculations you can estimate
their composition and PVT conditions; facilitating field work for professionals
in making decisions concerning: use of the energetic power of the
hydrocarbon gas in different processes, dimensioning of hydrocarbon gas
treatment plants, management of surface operations, determine the
conditions of multiphase flow, considerations for the design of artificial lift
systems, completions design, optimal management of reservoir fluids,
optimization and design of the operating variables in surface facilities, and so
forth.
-
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
El gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros se ha desperdiciado
como recurso energético desde el inicio de la producción petrolera en el
Ecuador, entendiendo que este gas asociado al petróleo es un recurso no
renovable, deben conocerse y determinarse sus propiedades PVT a través
de un software de cálculo por medio de la herramienta Microsoft Excel, cuya
utilidad radica en la facilidad con la que se pueden estimar algunos
parámetros que normalmente se determinan de manera experimental;
refiriéndonos específicamente al cálculo en campo de las propiedades PVT
del gas; el desarrollo de este software proporcionará la oportunidad de hacer
dimensionamientos de equipos de superficie, consideraciones para diseño
de completaciones de fondo, manejo de flujo multifásico, diseño de sistema
de levantamiento, entre otros; esto permitirá interpretar y tomar decisiones
en campo a través de resultados confiables, y útiles para cualquier tipo de
utilización del gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros.
1.1 PROBLEMA
En vista que uno de los principales ingresos de nuestro país vienen de la
explotación de hidrocarburos, es importante poder obtener este recurso de
una manera eficiente, para ello se debe conocer la composición del petróleo,
junto con la de sus fluidos asociados como son agua y gas; ya que la
producción de gas puede ser aprovechada para distintos procesos de
explotación, generación eléctrica, etc. lo que evitaría el daño ambiental
producido por la quema del mismo.
En nuestro medio no existe un software que pueda calcular en campo los
datos PVT del gas mediante los resultados del análisis y caracterización de
-
2
los gases producto de la explotación de petróleo, otorgando resultados
confiables y útiles, a través de los cuales se podrá determinar alternativas de
utilización, disposición o tratamiento del mismo.
1.2 JUSTIFICACIÓN
La producción de petróleo es uno de los principales ejes de la economía
mundial y por tanto importante para el desarrollo de nuestro país, es por esto
que desde el boom petrolero del Ecuador en 1972, en la cuenca oriente se
han explotado nuevos yacimientos y buscado nuevas reservas; sin embargo
en los últimos años se han visto altamente explotables los yacimientos de
gas asociado por su poder energético y facilidad de extracción.
En la mayoría de los países, se utiliza el gas hidrocarburo en procesos de
generación eléctrica; en nuestro país el gas asociado también debe ser
utilizado, de acuerdo a la Ley de Hidrocarburos Art. 62 para el Manejo del
gas natural asociado no utilizado donde cita que, “El remanente de gas
natural o asociado que técnica y económicamente no pueda ser utilizado,
deberá ser reinyectado al reservorio. Las contratistas tendrán la obligación
de utilizar el gas natural o asociado que encontraren, en el abastecimiento
de sus necesidades de producción y transporte. En casos excepcionales y
por un corto período, podría ser quemado previa la autorización de la
Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos.”; por ello es importante
conocer la composición química del gas hidrocarburo, ya que requiere de
procesos de tratamiento para eliminar compuestos de azufre, nitrógeno,
dióxido de carbono, entre otros, que de no hacerlo, contaminarían el
ambiente por su combustión directa, ya sea en teas o su utilización en algún
proceso que no implique la quema directa del mismo.
En vista que la importancia de producción y utilización del gas hidrocarburo
ha ido incrementando en los últimos años; deben determinarse sus
propiedades físicas y realizar los cálculos PVT del gas hidrocarburo
-
3
proveniente de pozos petroleros en campo; a través de un software
desarrollado en Microsoft Excel, lo que permitirá tomar decisiones acerca de
la disposición, tratamiento y utilización del gas en procesos de generación
eléctrica, consideraciones en el diseño de facilidades de superficie,
utilización para sistema de levantamiento artificial por gas (gas lift), manejo
de flujo multifásico proveniente del reservorio, diseño de completación de
pozo, en procesos de recuperación secundaria mediante inyección de gas
hidrocarburo miscible, entre otros.
1.3 OBJETIVOS
1.3.1 OBJETIVO GENERAL
Desarrollar un software especializado para cálculos de caracterización y de
condiciones PVT del gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros,
mediante la utilización de la herramienta Microsoft Excel.
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar los fundamentos teóricos sobre las propiedades físicas y
químicas del gas hidrocarburo en pozos petroleros a través de
revisión bibliográfica.
Definir las características y realizar los cálculos de las propiedades
Físico-Químicas del gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros
mediante el manejo del software en Microsoft Excel.
Validar los resultados de las condiciones PVT del gas natural
proveniente de pozos petroleros.
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4
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
2.1. ANTECEDENTES
El gas hidrocarburo que proviene de pozos petroleros es una mezcla
homogénea de proporciones variables de Hidrocarburos e impurezas, su
componente principal es el gas metano cuyo contenido varía entre 60 a 90%
en volumen (%V/V) su composición varía dependiendo de la composición del
crudo, este gas tiene un potencial energético muy alto de manera que en la
actualidad el gas natural puede competir con todas las demás formas de
energía, a las que técnicamente puede reemplazar en casi el 50% de sus
usos; por esta razón en muchos países se lo está usando como fuente de
energía limpia, a pesar de que las condiciones del mercado de los
hidrocarburos varían en diversas partes del mundo y el costo de los mismos
fluctúa de manera inestable, el negocio del gas natural prospera a largo
plazo como se puede observar en la Figura 1, por sus ventajas medio
ambientales y comparación con otros combustibles ya que su poder
energético y precio son de importancia para mercados emergentes como
China, Australia entre otros. (Gil, 2013)
El gas hidrocarburo a diferencia de los combustibles sólidos y líquidos,
permite obtener altas eficiencias de combustión debido a su gran facilidad
para mezclarse con el comburente aire, dependiendo de la composición del
gas, este debe ser tratado ya que es un combustible mucho más flexible y
manejable que los combustibles líquidos; y por lo tanto, se presta más
fácilmente al control automático a distancia en procesos, lo que permite que
sus equipos de combustión sean más simplificados, de allí que la operación
y el mantenimiento se vea facilitado. (Gil, 2013)
-
5
Figura 1. Demanda de gas natural en economías emergentes
(International Energy Agency, 2013)
El gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros, tiene muchas utilidades
en la industria, como: consideraciones para el diseño de completaciones,
manejo de fluidos en el reservorio, diseño de equipos de superficie, diseño
de sistema de levantamiento artificial por gas para producción de
hidrocarburos, manejo de flujo multifásico, determinación del contenido de
impurezas como H2S y CO2 para diseño de plantas de tratamiento de gas,
manejo de condiciones de operación de superficie, condiciones de
separación de las fases gas-líquido, proyectos de recuperación mejorada por
inyección de gases miscibles, entre otros. (Escobar, 2006)
Desde hace muchos años, en nuestro país el gas hidrocarburo proveniente
de pozos petroleros, se ha quemado en gran cantidad en mecheros
incumpliendo con la Ley de Hidrocarburos y el Reglamento Ambiental para
las Operaciones Hidrocarburíferas del Ecuador (RAOHE-1215),
desperdiciando su alto potencial energético y sus diferentes aplicaciones; sin
embargo, en los últimos años, se ha tomado en cuenta el potencial y
facilidades que da la utilización del gas hidrocarburo, por ello el 4 de febrero
del 2010 Petroproducción, filial de la petrolera estatal Petroecuador informó
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6
que desde el 2012 generará electricidad y derivados energéticos del gas
hidrocarburo producto de la extracción de crudo así como de los yacimientos
de gas. El proyecto funcionará en pozos ubicados en los campos Lago Agrio,
Secoya, Shushufindi y Culebra, con los que espera generar 30 megavatios
de energía eléctrica que se utilizará para mantener operativos los pozos
petroleros, esto evitaría el consumo de 48000 barriles de diesel y necesitará
de una inversión de 96 millones de dólares para construcción de gasoductos
y plantas de captación de gas natural. (EP PETROECUADOR, 2010).
Desde el 3 de junio del 2010 la compañía Wärtsilä fue adjudicada con un
contrato para convertir la central de generación Edén Yuturi (Bloque 15), de
crudo a gas asociado con el propósito de optimizar la generación eléctrica a
través de la utilización del gas natural que proviene de los pozos o gas
asociado y mitigar el impacto ambiental, utilizando motores gas/crudo. (EP
PETROECUADOR, 2010)
El 15 de septiembre del 2011 se reutiliza el gas natural proveniente de pozos
petroleros, lo que generará un ahorro de 70 millones de dólares al año.
El 9 de febrero de 2014 Petroamazonas busca registrar en la ONU
(Organización de las Naciones Unidas) un proyecto de generación eléctrica
con la utilización del gas natural producto de la extracción de petróleo
llamado OGE&EE (Optimización Generación Eléctrica y Eficiencia
energética) que se encuentra en ejecución desde el año 2008 y han
generado un ahorro de USD 325 millones de dólares entre los años 2009-
2013. (EP PETROAMAZONAS, 2014)
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7
2.2. BASES TEÓRICAS
2.2.1. GAS IDEAL
El gas ideal es una sustancia imaginaria que tiene sus partículas en libre
movimiento y sin atracción entre ellas; su presión, volumen, temperatura y
número de moles se relacionan mediante la ecuación de estado de gas
ideal, las condiciones ideales del gas en la industria petrolera son de 14,7 psi
y 60°F. (Cengel & Boles, 2011)
[Ec. 1] Dónde:
P= presión
V= volumen
n= número de moles
R= constante de los gases ideales
T= temperatura absoluta
2.2.2. GAS REAL
El gas real es aquel que se desvía de su comportamiento ideal por la
condensación de sus componentes, esto provoca un disminución drástica de
su volumen, cabe mencionar que un gas real se comporta de manera ideal a
presiones bajas (
-
8
Dónde: P= presión
V= volumen
z= factor de compresibilidad
n= número de moles
R= constante de los gases ideales
T= temperatura absoluta
Figura 2. Comportamiento de Gas Ideal - Gas Real
(Ramos, 2010)
2.2.3. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD (z)
El factor z es adimensional, independiente del peso y cantidad de gas, este
es determinado por las características del gas así como sus condiciones de
presión y temperatura, tomando en cuenta que Z=1 para gases ideales;
cuanto más lejos está Z de la unidad, mayor es la desviación que presenta el
gas respecto al comportamiento del gas ideal, el cálculo de Z se realiza
mediante métodos gráficos y matemáticos. (Cengel & Boles, 2011)
El factor de compresibilidad z, se define como:
-
9
[Ec. 3]
2.2.4. GAS HIDROCARBURO DEFINICIÓN
El gas hidrocarburo es una mezcla homogénea, en proporciones variables
de hidrocarburos parafínicos, denominados alcanos (CNH2N+2), está
compuesto principalmente de 60-90% de Metano (CH4), también contiene
etano (C2H6), propano (C3H8), butano (C4H10) y componentes más pesados
(C4+) en proporciones menores, además el gas hidrocarburo proveniente de
pozos petroleros también tiene impurezas que se encuentran en cantidades
menores como nitrógeno (N2), dióxido de carbono (CO2), sulfuro de
hidrógeno (H2S), monóxido de carbono (CO), oxigeno (O2), vapor de agua
(H2O), entre otros; estas impurezas causan problemas operacionales como
la formación de hidratos, corrosión de equipos, presencia de gases ácidos;
por esto es importante identificar las condiciones PVT del gas. (Pino, 2010)
2.2.5. COMPORTAMIENTO DEL GAS HIDROCARBURO
En vista que la composición del gas hidrocarburo proveniente de pozos
petroleros varia en relación al yacimiento del que es extraído, es importante
identificar si esté es no-asociado o asociado ya que su comportamiento y
manejo influye directamente en el proceso de extracción y producción del
mismo a superficie por sus condiciones de presión y temperatura, esto hace
que la caracterización físico-química del gas se realice para identificar su
composición permitiendo de esta manera predecir su comportamiento a
ciertas condiciones de presión y temperatura para evitar problemas
recurrentes en el proceso de producción del gas asociado proveniente de los
pozos como son corrosión, formación de hidratos, taponamiento de tubería
entre otros. (Hagoorth, 1988)
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10
2.3 CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL POR SU
COMPOSICIÓN
2.3.1 GAS ÁCIDO
Gas cuyo contenido de sulfuro de hidrógeno (H2S) es mayor a 0,25 granos
por cada 100 pies cúbicos normales de gas por hora (> de 0,25 granos/100
PCNH). Entre los gases ácidos están H2S, CO2, CS2, RHS, COS, SO2, estos
gases forman ácidos en presencia de agua. (Pino, 2010)
2.3.1.1. El Sulfuro de Carbonilo (C0S).
Este es un compuesto inestable, corrosivo y tóxico, que se descompone en
(H2S +C02). (Pino, 2010)
2.3.1.2. Los Mercaptanos
Los mercaptanos se pueden representar a través de la siguiente fórmula
(RSH), son compuestos inestables y de alto grado de corrosión, en muchos
casos reaccionan con algunos solventes, descomponiéndolos. (Pino, 2010)
2.3.1.3. Disulfuro de Carbono (CS2)
Este componente es corrosivo y altamente tóxico para los seres humanos,
como es también altamente nocivo para el medio ambiente, por lo que hay
extremar las precauciones cuando se trabaja con este componente, ya que
puede causar graves problemas de salud, o ambientales. (Pino, 2010)
2.3.2. GAS DULCE
Este es un gas que contiene cantidades de Sulfuro de Hidrógeno (H2S),
menores a cuatro partes por millón en base a volumen (4 ppm, Volumen) y
menos de 3% en base molar de Dióxido de Carbono (C02). (Pino, 2010)
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11
2.3.3. GAS POBRE O GAS SECO
Este es un gas natural del cual se han separado el GLP (gases licuados del
petróleo) y la gasolina natural. El gas seco, está constituido
fundamentalmente de metano y etano. Por lo general se inyecta a los
yacimientos, o se usa en la generación de hidrógeno (H2). La composición
fundamental alcanza valores de un 85-90% en metano, debido a su
composición se puede utilizar directamente como Combustible, para lo cual
es necesario mantener una presión de yacimiento, parámetro que varía de
acuerdo a la localización del gas en el subsuelo. En los yacimientos de gas
seco, la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones
de yacimiento y de superficie, y la producción de líquidos solo se alcanza a
temperaturas criogénicas. (Pino, 2010)
2.3.4. GAS RICO O GAS HÚMEDO
Este es un gas del cual se pueden obtener una riqueza líquida de hasta 3
GPM (galones de C3+ por mil pies cúbicos normales de gas). No existe
ninguna relación con el contenido de vapor de agua que pueda contener el
gas. En los yacimientos de gas húmedo existe mayor porcentaje de
componentes intermedios y pesados que en los yacimientos de gas seco. La
mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento,
pero al salir a la superficie cae en la región de dos fases, formándose una
cantidad de hidrocarburos líquido del orden de 10 a 20 BN / MM PCN
(barriles normales de hidrocarburos líquido por millón de pies cúbicos
normales de gas); este parámetro llamado riqueza líquida es de gran
importancia, para la comercialización del gas natural, ya que los líquidos
producidos son de poder de comercialización. (Pino, 2010)
-
12
2.3.5. GAS CONDENSADO
Este gas se puede definir con un gas con líquido disuelto. El contenido de
metano es de (C1)> a 60% y el de Heptanos y compuestos más pesados
(C7+) alcanza valores mayores a 12,5% (> 12,5%), la mezcla de
hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y temperatura se
encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío. El gas presenta
condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión,
proceso que en la mayoría de los casos puede representar algún problema
en la comercialización de estos yacimientos, en vista que los primeros
hidrocarburos que se quedan, son los más pesados; lo que significa que el
fluido que alcanza la superficie lo hace sin, una gran cantidad de elementos
pesados. Además, por el hecho que los hidrocarburos pesados se acumulen
en la formación obstaculizan el libre desplazamiento del fluido, en su viaje
hacia la superficie. En su camino al tanque de almacenamiento, el gas
condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura penetrando
rápidamente en la región de dos fases para llegar a la superficie con
características bien específicas, las cuales permiten el tratamiento del fluido.
(Pino, 2010)
2.3.6. GAS ASOCIADO
Este es un gas natural que se ha extraído de los yacimientos junto con el
petróleo, partiendo del postulado que donde hay petróleo, hay gas. Más del
90% de las reservas de gas natural del país es de gas asociado. Se
considera que en los yacimientos se forman capas de gas. (Pino, 2010)
2.3.7. GAS NO ASOCIADO
Este es un gas que solo está unido con agua en yacimientos de gas seco.
En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en
fase gaseosa a condiciones de yacimiento y superficie. Sin embargo, en
-
13
algunas oportunidades se forma una pequeña cantidad de líquidos, la cual
no es superior a diez barriles normales de hidrocarburos líquido por millón de
pies cúbicos normales de gas (10 BN/ MM PCN). El gas está compuesto
principalmente por metano (C1), compuesto que alcanza una concentración
porcentual mayor a 90%, con pequeñas cantidades de pentanos y
compuestos más pesados (C5 + 1%). La obtención de líquidos del gas
producido solo se alcanza a temperaturas criogénicas. (Pino, 2010)
2.3.8. GAS NATURAL LICUADO (GNL)
El gas natural que se obtiene principalmente en los separadores y en el
proceso de extracción de los líquidos del gas natural, está constituido
principalmente por Metano, con proporciones variables de otros
hidrocarburos y de contaminantes diversos El (GNL) es un gas residual
formado principalmente por Metano (C1) líquido, el proceso se logra a una
temperatura de (–260°F), bajo estas condiciones ocupa un volumen 600
veces menor que en estado gaseoso, lo cual permite su transporte en barcos
especialmente acondicionados denominados “metaneros”: Dado lo variable
de la magnitud de las inversiones requeridas en el campo del (LGN) y de las
diferentes tecnologías de producción de subproducto, la gama de
oportunidades para la producción de Gas Natural Licuado (GNL) es amplia y
ofrece indudables atractivos económicos y tecnológicos. (Pino, 2010)
2.3.9. LÍQUIDOS DEL GAS NATURAL (LGN)
Estos compuestos son hidrocarburos con enlace simple de carbono, los
cuales bien sea por la alta presión o baja temperatura, pueden ser
mantenidos en estado líquido. Esta característica permite que sean
almacenados y transportados de manera fácil y eficiente. Asimismo su
capacidad como fuente de energía o de insumo como materia prima para la
obtención de hidrocarburos más complejos hace que los Líquidos del Gas
Natural (LGN) tengan una alta cotización del mercado nacional e
-
14
internacional. Se consideran que en los (LGN), se encuentran presentes los
compuestas Etano: (C2), Propano (C3) y Butanos (C4), los cuales son gas en
condiciones atmosféricas. También se encuentran presente el Pentano (C5),
Gasolina Natural, Residual y el Pentano y compuestos más pesados (C5+),
el cual es un líquido en condiciones atmosféricas, facilitando su transporte.
(Pino, 2010)
2.3.10. GAS HIDRATADO
Este tipo de gas tiene más de siete libras de agua por cada millón de ft3
normales de gas (lbsdeAgua/MMPCN) lo que indica que el gas deberá ser
sometido al proceso de deshidratación, para poder comercializarlo. (Pino,
2010)
2.4 YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS
2.4.1 YACIMIENTOS DE PETRÓLEO / YACIMIENTOS SATURADOS
En estos yacimientos el petróleo es producido y el gas está como producto
secundario, disuelto en cantidades que dependen de la presión y la
temperatura del yacimiento, Figura 3. Esto sucede cuando el petróleo no
acepta más gas en solución bajo las condiciones de temperatura y presión
existentes, lo que ocasiona que cualquier exceso de gas se desplace hacia
la parte superior del yacimiento, formando una capa de gas sobre el
petróleo. (Wattenbarger, 1996)
-
15
Figura 3. Yacimiento de Petróleo Saturado
(Wattenbarger, 1996)
2.4.2 YACIMIENTOS DE GAS-PETRÓLEO
Estos yacimientos corresponden a yacimientos de petróleo que tienen una
capa de gas en la parte más alta de la trampa; como se puede ver en la
Figura 4, la presión ejercida por la capa de gas sobre el petróleo, es también
el mecanismo de empuje natural del petróleo hacia la superficie, cuando la
presión ya no es la suficiente se puede inyectar gas en la capa de gas para
recuperar la presión. (Wattenbarger, 1996)
Figura 4. Yacimiento de Gas-Petróleo
(Wattenbarger, 1996)
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16
2.4.3 YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
En este yacimiento el gas se encuentra mezclado con otros hidrocarburos
líquidos, por características específicas de presión, temperatura como se
puede ver en la Figura 5, durante la producción del yacimiento, la presión
disminuye y permite que el gas se condense en el petróleo líquido, el cual se
queda atrapado en las paredes de los poros y no puede ser extraído, esto
puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimiento.
(Wattenbarger, 1996)
Figura 5. Yacimiento de Gas Condensado
(Wattenbarger, 1996)
2.4.4 YACIMIENTOS DE GAS SECO
En estos yacimientos se contienen los hidrocarburos en fase gaseosa y al
ser producidos siguen siendo gases a pesar de los cambios de presión y
temperatura; en la Figura 6 se observa el gas producido por la acción del
proceso de expansión en relación a la presión del yacimiento.
(Wattenbarger, 1996)
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17
Figura 6. Yacimiento de Gas Seco
(Wattenbarger, 1996)
2.5 DIAGRAMA DE FASES
En vista que en el yacimiento los hidrocarburos pueden presentarse como
gas o líquido, en relación a la presión y temperatura a la que están
sometidos, la manera de determinar el comportamiento del fluido
proveniente de pozos petroleros a condiciones de presión y temperatura de
yacimiento es a través de los diagramas de fase, este tipo de diagramas
tiene dos zonas separadas, la zona de hidrocarburo líquido y la de
hidrocarburo gaseoso, que se pueden distinguir claramente en la Figura 7;
desde un punto de vista más técnico, los diferentes yacimientos de pueden
clasificarse de acuerdo a la localización de la temperatura y presión iniciales
del yacimiento con respecto a la región de estas fases líquido-gas en los
diagramas de fase. (Craft, 1977)
-
18
Figura 7. Diagrama de Fase
(Craft, 1977)
El presente diagrama de fases puede interpretarse de la siguiente manera:
1. El hidrocarburo es líquido y contiene gas disuelto a la presión de
yacimiento.
2. El hidrocarburo es extraído del yacimiento a superficie, la presión
disminuye y la temperatura se mantiene constante.
3. El gas disuelto dentro en el crudo comienza a separarse (presión de
burbuja).
4. Mientras el fluido va a superficie el gas continúa separándose con
mayor rapidez.
5. Se considera un yacimiento de solo de gas.
6. Al ser extraído el gas del yacimiento la presión disminuye hasta llegar
al punto en que comienza a condensarse (punto de rocío)
7. La cantidad de hidrocarburo líquido a separarse del gas depende de
las condiciones de presión y temperatura
-
19
2.5.1 PRESIÓNES QUE INFLUYEN EN LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS
PROVENIENTES DE POZOS PETROLEROS
El diagrama de fases se realiza en relación a la presión y temperatura de
yacimiento, por ello se necesita identificar las presiones que influirán en el
proceso de producción y transporte de hidrocarburos, de especial manera
para el gas natural proveniente de pozos petroleros, estas presiones son:
Presión de Burbuja: Es la presión a la que la primera burbuja de gas
se separa del petróleo, mientras este está en el yacimiento, a esta
presión se dice que el hidrocarburo está saturado. (Craft, 1977)
Presión de Rocío: Es la presión en que la primera gota de líquido
aparece cuando el petróleo está como gas en el yacimiento y
comienza a condensarse, a cierta temperatura. (Craft, 1977)
Presión Crítica: La presión crítica o punto crítico es donde la fase
líquida y gaseosa se encuentran en equilibrio. (Craft, 1977)
La presión de burbuja, presión de roció y presión crítica se ubican en el
diagrama de fases como se puede ver en la Figura 8.
Figura 8. Presiones en el diagrama de fases
(Craft, 1977)
-
20
2.6 CLASIFICACIÓN DE HIDROCARBUROS DE ACUERDO A
SU DIAGRAMA DE FASE
Los hidrocarburos presentes en el yacimiento pueden clasificarse por su
diagrama de fase en:
- Petróleo Negro / Black Oil
- Petróleo Volátil / Volátil Oil
- Gas Retrógrado / Retrograde gas
- Gas Húmedo / Wet Gas
- Gas Seco / Dry Gas
2.6.1 PETRÓLEO NEGRO / BLACK OIL
El petróleo negro es un crudo que tiene un contenido de hidrocarburos
pesados C7+ mayor al 20%,el gas que se separa de este tipo de petróleo es
gas seco, el cual no se condensa y tiene una alta concentración de
hidrocarburos livianos, las características de estos petróleos se muestran en
la Tabla 1. (Ramos, 2010)
Tabla 1. Características del Petróleo Negro
(Ramos, 2010)
Los yacimientos con este tipo de hidrocarburos presentan una temperatura
menor a la temperatura crítica y su presión debe disminuir de manera
Menos de 1.750 SCF/SBT
Menor a 40
Menor de 2 resBL/SBT
Mas del 20%
Muy Oscuros
Negro
Marrón
PETRÓLEO NEGRO / BLACK OIL
GORi
º API
Boi
HC Pesados
Colores
-
21
considerable para producir una gran cantidad de gas como se puede
apreciar en la Figura 9. (Craft, 1977)
Figura 9. Diagrama de Fase Petróleo Negro
(Craft, 1977)
2.6.2 PETRÓLEO VOLÁTIL / VOLATIL OIL
El petróleo volátil o “cuasi-crítico” es un hidrocarburo líquido con
componentes intermedios y livianos; el gas que se separa de este tipo de
petróleo es llamado Gas Retrógrado y se produce cuando el yacimiento
produce a una presión menor a la Presión de Burbuja, sus características
están descritas en la Tabla 2 (Ramos, 2010)
Tabla 2. Características del Petróleo Volátil
(Ramos, 2010)
2.000 - 3.200 SCF/SBT
Mayor de 40
Mayor de 2 resBL/SBT
Entre 12,5% y 20%
Marrón
Naranja
Verde
PETRÓLEO VOLÁTIL / VOLÁTIL OIL
GORi
º API
Boi
HC Pesados
Colores
-
22
Estos yacimientos tienen hidrocarburos que se encuentran a una
temperatura ligeramente menor a la temperatura del punto crítico (Figura
10), esta mezcla de hidrocarburos en el estado inicial se encuentra cerca al
punto crítico, una pequeña disminución de presión permite una excesiva
liberación de gas causando un agotamiento acelerado de estos yacimientos.
(Craft, 1977)
Figura 10. Diagrama de Fase Petróleo Volátil
(Craft, 1977)
2.6.3 GAS RETRÓGRADO / RETROGRADE GAS
El gas retrogrado es un hidrocarburo gaseoso ubicado en el diagrama de
fases por encima de la presión critica, mientras la presión se reduce este
hidrocarburo se condensa y evapora nuevamente, este gas se procesa para
obtener fracciones de C2 hasta C6, sus características están descritas en la
Tabla 3 (Ramos, 2010)
-
23
Tabla 3. Características del Gas Retrógrado
(Ramos, 2010)
En el diagrama de fases Figura 11, se puede observar que en el gas
retrogrado a medida que la presión desciende alcanza la presión de rocío
donde aparece el crudo condensado, con el propósito de obtener la mayor
cantidad de líquidos es contenido en separadores. (Craft, 1977)
Figura 11. Diagrama de Fase Gas Retrógrado
(Craft, 1977)
Más de 3.200 SCF/SBT
Mas de 57
---
Entre 4% y 12,5%
Marrón
Naranja
Verde y Blanco
GAS RETRÓGRADO / RETROGRADE GAS
GORi
º API
Boi
HC Pesados
Colores
-
24
2.6.4 GAS HÚMEDO / WET GAS
El gas húmedo existe como gas mientras se encuentra en el yacimiento y se
condensa al llegar a los separadores de superficie, es rico en GMP (Galones
de C3+ por 1000 ft3 de gas), sus características están descritas en la Tabla
4. (Ramos, 2010)
Tabla 4. Características del Gas Húmedo
(Ramos, 2010)
El condensado del gas húmedo solo se puede obtener a través de la
utilización de separadores que trabajen a presiones y temperaturas
determinadas, a través de la reducción de presión en el diagrama de fases
Figura 12. Se atraviesa la presión de rocío y se consiguen hidrocarburos
líquidos de alta gravedad API (Craft, 1977)
Más de 50.000 SCF/SBT
Mas de 57
---
De 0,7% a 4,0%
Blanco
GAS HÚMEDO / WET GAS
GORi
º API
Boi
HC Pesados
Color del
condensado
-
25
Figura 12. Diagrama de Fase Gas Húmedo
(Craft, 1977)
2.6.5 GAS SECO / DRY GAS
El gas seco está formado principalmente por metano y pocos hidrocarburos
intermedios, su nombre viene del hecho de que no tiene una cantidad
representativa de hidrocarburos pesados, su composición es la misma en el
yacimiento como en superficie y se lo conoce como gas natural, sus
características están descritas en la Tabla 5. (Ramos, 2010)
Tabla 5. Características del Gas Seco
(Ramos, 2010)
En el gas seco no se puede extraer condensado, en su diagrama de fases
Figura 13, no se observa condensación retrograda debido a que se mantiene
N/A
N/A
---
Menos de 0,7%
GAS SECO / DRY GAS
GORi
º API
Boi
HC Pesados
Color Incoloro
-
26
lejos de la presión de rocío, su única utilidad es para gas natural. (Craft,
1977)
Figura 13. Diagrama de Fase Gas Seco
(Craft, 1977)
2.6.6 COMPARACIÓN DE LOS TIPOS DE HIDROCARBUROS DE ACUERDO A SU
DIAGRAMA DE FASES
De acuerdo a los diagramas de fase de los cinco tipos de hidrocarburos en la
Figura 14, puede identificarse que hacia la derecha incrementa la cantidad
de hidrocarburos pesados, y hacia la izquierda incrementan los
hidrocarburos livianos.
-
27
Figura 14. Comparación de los diagramas de fase
(Craft, 1977)
2.7 UTILIDADES DEL GAS NATURAL
El gas natural sirve como combustible para usos domésticos, industriales y
para la generación de energía termoeléctrica; en el área industrial es la
materia prima para el sector de la petroquímica ya que a partir del gas
natural se obtienen diversa variedad de plásticos; por estas razones se
puede deducir que la utilidad del gas natural es múltiple especialmente para
la industria petrolera ya que se lo utiliza para sustituir equipos que funcionan
con combustibles sólidos o líquidos por equipos que funcionen con gas por
su alto poder calórico. (REPSOL YPF, 2010)
2.7.1 INDUSTRIA QUÍMICA / PETROQUÍMICA
El gas natural es una de las materias primas básicas para los procesos de
síntesis química en generación de productos químicos y producción de
plásticos. (REPSOL YPF, 2010)
-
28
2.7.2 INDUSTRIA DEL CEMENTO
Se utiliza el gas natural para generación de energía térmica en el proceso de
producción de cemento. (REPSOL YPF, 2010)
2.7.3 INDUSTRIA DEL VIDRIO
Las operaciones térmicas de la industria del vidrio se clasifican en dos
grupos de naturaleza distinta, uno de ellos es la utilización del gas natural
para generación de energía térmica, por su alto poder calorífico y bajo
impacto ambiental. (REPSOL YPF, 2010)
2.7.4 INDUSTRIA DEL PETRÓLEO
En la industria del petróleo se utiliza el gas hidrocarburo proveniente de
pozos petroleros, para sustituir equipos que consumen combustibles
destilados directamente del petróleo, en generadores combinados
gas/petróleo, para procesos de inyección de gas en yacimientos depletados,
manejo óptimo de los fluidos del reservorio, producción de hidrocarburos,
consideraciones en el diseño de completaciones de fondo de pozo, diseño y
optimizaciones de variables de operación en facilidades de superficie,
proyectos de recuperación secundaria por inyección de hidrocarburos
miscibles, consideraciones para el diseño de plantas de tratamiento de gas,
entre otros. (REPSOL YPF, 2010)
2.8 DETERMINACIÓN DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS
NATURAL
2.8.1 CROMATOGRAFÍA DE GASES
Cromatografía de gases es un proceso físico-químico, mediante el cual de
una muestra de gas se puede determinar la composición del mismo de su
-
29
manera más básica, y no solo componentes gaseosos-volátiles que son los
que más nos interesan para este proyecto, sino también impurezas
presentes como restos sólidos, agua, azufre y otros componentes que
convierten en este caso al gas proveniente de pozos petroleros en un gas
amargo; así como propiedades del gas como poder calorífico y densidad
para tener un conocimiento adecuado del tipo de gas con el que se está
tratando para proponer su tratamiento y utilización; existen 2 tipos de
cromatografía de gases la cromatografía gas-sólido (CGS) y cromatografía
gas-líquido (CGL), siendo esta última la más utilizada; las técnicas
cromatográficas se sustentan en la aplicación de la mezcla en un punto,
denominado Punto de Inyección o Aplicación seguido de la influencia de la
fase móvil; las cromatografías se utilizan a menudo como criterio de pureza
de compuestos orgánicos, los contaminantes, de estar presentes, se
manifiestan por la aparición de picos adicionales; las áreas de estos picos
proporcionan una estimación aproximada del grado de contaminación. La
técnica también es útil para evaluar la efectividad de los procedimientos de
purificación. (PDVSA/CIED, 2011)
2.8.2. DESCRIPCIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES
La técnica más utilizada para el análisis de gases es la cromatografía en
fase gaseosa. De acuerdo a esta técnica, la muestra se vaporiza y se
distribuye entre las dos fases utilizadas para generar la Separación, la fase
móvil, o gas de arrastre, que transporta la muestra, y la fase estacionaria
que retiene selectivamente las moléculas de los componentes que se
separan. Esta fase es un sólido granular, mojado por un líquido, responsable
de la separación, empacado dentro de un tubo denominado columna. El gas
de arrastre debe ser inerte, para evitar reacciones con el empaque de la
columna o con la muestra. Los gases más comúnmente utilizados son Helio,
Nitrógeno e Hidrógeno. (PDVSA/CIED, 2011)
-
30
2.8.2.1. Funcionamiento del equipo cromatógrafo de gases
La muestra del gas mezclado con un "gas portador", que puede ser helio o
hidrógeno etc. ("fase móvil") es pasada a través de una columna de un
sólido inerte, poroso, granulado, tal como polvo de ladrillo refractario
("soporte"), cuya superficie está cubierta con una fina película de un líquido
absorbente no volátil, tal como silicón ("fase estacionaria"). En su viaje a
través de la columna, los distintos componentes del gas son absorbidos con
distinta velocidad e intensidad sobre la fase estacionaria y después
desorbidos gradualmente por la corriente del gas portador puro. Con
dimensiones y velocidades apropiadas, se consigue una separación
completa del gas en sus componentes; se pueden observar las partes de las
que consta un equipo cromatógrafo de gases en la Figura 15. (Pino, 2010)
Figura 15. Equipo cromatógrafo de gases
(Pino, 2010)
Con la salida de la columna, la conductividad térmica del saliente es
registrada en función del tiempo. El compuesto es identificado por el tiempo
que requiere para pasar a través de la columna, y su concentración en el gas
portador se encuentra relacionando el área debajo de su pico individual de
conductividad térmica, con el área total bajo todos los picos en el gráfico. En
-
31
los últimos años, la utilización de los métodos cromatográficos para el
análisis de gases ha ido en auge, por la rapidez y relativa sencillez de los
procedimientos. (Pino, 2010)
2.9 PARÁMETROS QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTO
DEL GAS HIDROCARBURO
El gas hidrocarburo que proviene de pozos petroleros se ve afectado de
diferentes maneras por condiciones físicas al momento en que un pozo está
produciendo, por esta razón es importante controlar los parámetros
principales en pozos que producen cantidades considerables o utilizables de
gas natural.
2.9.1 PRESIÓN
La presión es de vital importancia en pozos con alto contenido de gas ya que
determina si estos pueden estar produciendo sobre o bajo el punto de
burbuja, y dependiendo de su presión se deben diseñar las facilidades de
superficie; además afecta al transporte del gas a través de gasoductos o en
buque tanques, presiones de operación y de equipos, entre otras. (William,
2007)
2.9.2 VOLUMEN
El volumen de gas es difícil de calcular ya que existen varios equipos que
toman mediciones del mismo, para el gas natural proveniente de pozos
petroleros estas mediciones se hacen a través de medidores de placa orifico
y cartas Barton que son los métodos más fiables en la industria petrolera; el
volumen de gas producido es importante para el dimensionamiento de los
equipos de tratamiento del gas natural y para su transporte principalmente.
(William, 2007)
-
32
2.9.3 MASA
La masa que tiene un gas se mide de acuerdo con el sistema de unidades
SI, también se expresa en # moles de sustancia. (William, 2007)
2.9.4 TEMPERATURA
La temperatura del gas tiene relación directa con el movimiento de las
moléculas que lo componen, el control de la temperatura del gas proveniente
de pozos petroleros es una condición crítica ya que afecta en gran medida a
los equipos, y está directamente relacionada a los procesos de producción,
tratamiento, transporte y consumo de gas principalmente para la generación
de energía térmica por medio de la utilización de generadores de gas o gas
petróleo en la industria petrolera para suplementar los requerimientos
energéticos de las facilidades de superficie. (William, 2007)
2.10 CONDICIONES DE LOS GASES PUROS, TEMPERATURAS
Y PRESIONES CRÍTICAS
Un gas se puede licuar, por reducción de temperatura ya que al reducirse la
energía cinética de las moléculas, se forman gotas, y utilizando presión que
obliga a las moléculas a mantenerse en estado líquido por compresión, las
condiciones críticas se dan en gases puros, a diferencia de las condiciones
pseudocríticas que son para la mezcla de gases. (Kittel, 1996)
2.10.1 TEMPERATURA CRÍTICA
La temperatura crítica es el valor más alto a la que una sustancia pura puede
existir en estado líquido, todas las sustancias tienen una temperatura crítica
por la cual su fase gaseosa no puede licuarse por incremento de presión, las
sustancias a temperaturas superiores a la crítica tienen un comportamiento
al de un gas ideal. (Kittel, 1996)
-
33
2.10.2 PRESIÓN CRÍTICA
La presión crítica es el valor más alto al que una sustancia pura puede existir
como líquido en equilibrio con su fase gaseosa, a su vez es la presión
mínima para licuar un gas a temperatura crítica. (Kittel, 1996)
2.11 REQUISITOS QUE DEBE CUMPLIR EL GAS NATURAL
De acuerdo a la Norma ecuatoriana NTE INEN 2 489:2009 los
requerimientos que debe cumplir el gas natural seco, nacional o importado,
para suministro del país en consumo de los sectores industrial, automotriz,
residencial, comercial, entre otros, estos requisitos se encuentran en la
Tabla 6. (NTE 2 489:2009, 2009)
Tabla 6. Requisitos del gas natural
(NTE 2 489:2009, 2009)
-
34
2.12 FUNCIONAMIENTO DEL GAS EN FLUJO MULTIFÁSICO
En la industria petrolera el flujo multifásico es el movimiento de los fluidos
provenientes del pozo a superficie a través de la tubería, la medición
multifásica es el proceso de determinar los volúmenes de petróleo, gas
hidrocarburo y agua producidos en los pozos, sin necesidad de separarlos
previamente como se puede apreciar en la Figura 16, el monitorear el flujo
multifásico permite tener una mejor explotación de los yacimientos, el
entendimiento de los fenómenos que ocurren durante el flujo multifásico es
importante para la industria. (Alfaro, 2012)
Figura 16. Flujo multifásico de pozos
(Alfaro, 2012)
2.12.1 FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS
El flujo multifásico es el movimiento de gas hidrocarburo junto con líquido
(petróleo, agua); el cual puede estar mezclado de manera homogénea con
el líquido o moverse en dirección paralela al líquido, cuando el fluido se
desplaza del yacimiento a superficie, se libera energía independientemente
de si el flujo es vertical u horizontal, esta energía debe aprovecharse en el
proceso de extracción de petróleo y gas hidrocarburo ya que su estudio
-
35
permite estimar la presión requerida en fondo del pozo para transportar el
hidrocarburo producido a superficie. (Alfaro, 2012)
En el flujo multifásico se deben tomar en cuenta algunas consideraciones
como:
La geometría de la tubería
Las propiedades físicas de las fases
Las condiciones prevalecientes del sistema
Los gastos de flujo
El movimiento de la interface gas-líquido
El flujo de gas hidrocarburo desde que sale del yacimiento pasando por el
cabezal de pozo hasta llegar a su sitio de recolección es de flujo continuo, y
a estas condiciones no puede ser almacenado por largo tiempo, así que su
volumen debe ser identificado durante su flujo por la tubería lo cual no es
fácil de realizar por sus variación en torno a las condiciones de presión y
temperatura, esto indica que el comportamiento del gas hidrocarburo
proveniente de pozos petroleros depende directamente de las condiciones a
las que se encuentre el yacimiento. (Alfaro, 2012)
2.13 ANÁLISIS PVT DE LABORATORIO
En la industria petrolera se necesita conocer el comportamiento de los
fluidos del yacimiento en el fondo y en superficie; en vista que este
comportamiento depende de las condiciones de presión, volumen y
temperatura; se deben determinar las propiedades físicas de los fluidos a
partir del análisis PVT, e identificar el cambio en la composición del gas
hidrocarburo debido a la producción del yacimiento. (Paris de Ferrer, 2010)
El análisis de las propiedades PVT permiten determinar:
-
36
El diseño de completación del pozo en base a las propiedades de los
fluidos producidos.
La concentración de H2S y N2 del gas producido.
El efecto generado en pozos con procesos de re-inyección de gas.
El cambio de la composición de los fluidos producidos en función del
tiempo
Mediante la composición detallada del gas hidrocarburo se pueden
determinar la mayoría de sus propiedades físicas. (Paris de Ferrer, 2010)
2.13.1 MUESTREO DE FLUIDOS PARA ANÁLISIS PVT
Las propiedades PVT se determinan en laboratorio utilizando una muestra
de fluido del yacimiento la cual puede obtenerse de dos formas:
1. Toma muestras en el fondo de pozo para tomar la muestra a
condiciones de yacimiento. (Ahmed, 2001)
2. Tomando muestras de gas y petróleo en superficie y mezclarlas de
acuerdo a la Relación Gas Petróleo (GOR). (Ahmed, 2001)
Antes de tomar las muestras, se debe considerar lo siguiente:
El pozo debe ser lo más reciente posible, para minimizar los efectos
del gas libre en el yacimiento. (Paris de Ferrer, 2010)
El pozo debe tener el mayor índice de productividad posible, para
mantener alta la presión en las cercanías del pozo.
Si es un pozo que produce agua en alta cantidad se debe tener
cuidado con la ubicación de los equipos toma muestras. (Paris de
Ferrer, 2010)
Se debe probar varios pozos con diferentes tasas de producción para
determinar la presión de fondo fluyente a esas tasas, para determinar
cual tiene una presión estabilizada. (Paris de Ferrer, 2010)
-
37
Se debe seleccionar un pozo con la Relación Gas Petróleo (GOR) lo
más estable posible para poder tomar una muestra representativa.
(Paris de Ferrer, 2010)
Existen tres formas para obtener muestras de fluidos en el yacimiento que
son; muestras de fondo, muestras recombinadas y muestras de flujo.
(Ahmed, 2001)
2.13.1.1 MUESTRAS DE FONDO
Para tomar este tipo de muestras se debe producir el pozo a la tasa de flujo
más baja posible, hasta que se haya estabilizado la Relación Gas Petróleo
(GOR) de producción para obtener la presión de fondo fluyente más alta, es
recomendable alcanzar la menor saturación de gas posible en las cercanías
del pozo; el tiempo para esta operación puede variar de un par de horas a
varios días dependiendo de la productividad del pozo y la saturación de gas
libre en el momento de iniciar con el proceso. (Ahmed, 2001)
El fluido que entra al pozo se encuentra en las condiciones de equilibrio que
existen en el fondo del pozo, se recomienda correr un registro de producción
con un medidor continuo de flujo y un densímetro para determinar el punto
de mayor entrada de flujo y los posibles contactos gas-petróleo y agua-
petróleo; obtenida esta información se selecciona la profundidad de
ubicación del tomamuestras, lo que se hace en la zona de mayor flujo de
petróleo; una vez realizado esto se introduce el tomamuestras representado
en la Figura 17, con la ayuda de un cable, se lo ubica a la profundidad
deseada y se activa su cierre desde la superficie con el objetivo de mantener
la muestra bajo presión. (Ahmed, 2001)
-
38
Figura 17. Equipo toma-muestras de fondo para Análisis PVT
(Ahmed, 2001)
2.13.1.2 MUESTRAS RECOMBINADAS
Para este proceso la toma de muestras se realiza en el separador de
superficie y posteriormente en laboratorio se recombinan los fluidos en las
mismas proporciones que existían en las pruebas de producción efectuadas,
una vez tomadas las muestras se debe estar seguro de obtener los
volúmenes necesarios para poder recombinarlas en la relación requerida.
(Ahmed, 2001)
Además de las muestras se necesita la siguiente información
complementaria para realizar la recombinación de muestras adecuada:
Volumen de petróleo en el separador y tanque de almacenamiento
Temperatura y presión de separador
Temperatura y presión del tanque de almacenamiento
Gravedad especifica del petróleo
Relación Gas Petróleo (GOR) de producción
-
39
Gravedad especifica del gas
Temperatura del fondo del pozo
Presión fluyente del pozo
Este método es excelente cuando el pozo está fluyendo a una presión mayor
a la presión de burbuja; si la presión es menor se produce gas libre y la
presión de burbuja obtenida en laboratorio será mayor que la original del
yacimiento. (Ahmed, 2001)
2.13.1.3 MUESTRAS DE FLUJO
Este procedimiento se aplica a la toma de muestras en pozos productores de
condensados, para realizarlo se deben tener las mismas consideraciones
que el método de recombinación de muestras, este método utiliza un tubo de
pequeño diámetro el cual se introduce en el centro de la tubería de flujo del
pozo, donde exista la mayor velocidad de flujo, este fluido es desviado a un
separador auxiliar para tomar muestras, el lugar adecuado de ubicación del
tubo es unos pies bajo el cabezal del pozo, este método es rápido y da
buenos resultados de campo. (Ahmed, 2001)
2.13.2 PRUEBA DE EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN CONSTANTE
La prueba de composición constante más conocida como prueba presión-
volumen, permite medir el volumen total relativo por un proceso de equilibrio
o liberación instantánea y se lleva a cabo para yacimientos de petróleo o gas
condensado, mediante esta prueba se puede determinar:
Presión de burbuja
Coeficientes de compresibilidad isotérmica por encima de la
presión de burbuja
Factores de compresibilidad de la fase gaseosa
Volumen total de hidrocarburos en función de la presión
-
40
El procedimiento como se puede observar en la Figura 18. Consiste en
colocar una muestra de hidrocarburo en una celda PVT a condiciones de
temperatura de yacimiento y presión superior a la presión inicial, la presión
disminuye a temperatura constante mientras se remueve el mercurio a
pequeños intervalos e incrementando el espacio disponible para el fluido; se
mide el cambio de volumen total de hidrocarburos Vt para cada incremento
de presión. (Paris de Ferrer, 2010)
Figura 18. Prueba de expansión a composición constante
(Paris de Ferrer, 2010)
El procedimiento continúa hasta observar un cambio brusco en la pendiente
del grafico de P vs V, el que ocurre cuando el gas en solución comienza a
liberarse y el volumen correspondiente Vs se registra y se utiliza de
referencia. (Paris de Ferrer, 2010)
2.13.3 PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL
En la prueba de liberación diferencial la muestra de fluido se coloca en una
celda a temperatura de yacimiento y presión mayor a la presión de burbuja,
como se puede observar en la Figura 19, se disminuye la presión poco a
poco mientras se mide el cambio de volumen del sistema hasta que se libera
la primera burbuja de gas determinando la presión de burbuja, después para
-
41
presiones predeterminadas o incrementos en volumen, se retira el mercurio
de la celda hasta liberar el gas en solución y se agita la celda hasta hallar el
equilibrio entre gas liberado y petróleo remanente en la celda. (Paris de
Ferrer, 2010)
Figura 19. Prueba de liberación diferencial
(Paris de Ferrer, 2010)
El volumen remanente se mide a cada nivel de presión; este sistema se
caracteriza por la variación de la composición del hidrocarburo, los datos
experimentales obtenidos con esta prueba son los siguientes:
Relación gas disuelto en el petróleo (GOR)
Reducción de volumen de petróleo en función a la presión
Composición del gas
Factor de compresibilidad del gas
Gravedad especifica del gas
Densidad del petróleo remanente en función a la presión
-
42
2.13.4 PRUEBA DE SEPARADORES
Esta prueba trata de simular lo que ocurre en los separadores en campo,
para esto se carga una muestra en una celda a presión de yacimiento, el
cual se descarga a un sistema de separadores de una, dos y tres etapas a
diferentes presiones como se puede ver en la Figura 20. (Paris de Ferrer,
2010)
Figura 20. Prueba de separadores
(Paris de Ferrer, 2010)
En cada etapa el gas se separa del líquido, se mide el volumen de gas y de
líquido remanente, con esta información se puede identificar el GOR a cada
etapa de separación y el factor volumétrico en este esquema. A través de
esta prueba se determinan los cambios en el comportamiento volumétrico de
los fluidos del yacimiento mientras pasan por los separadores hasta llegar al
tanque de almacenamiento, este comportamiento está determinado por las
condiciones de las facilidades de superficie. (Paris de Ferrer, 2010)
Los resultados experimentales obtenidos mediante esta prueba son:
Permite determinar las condiciones óptimas de separación del
sistema gas-petróleo
-
43
Factor volumétrico
Relación gas-petróleo (GOR)
2.13.5 PRUEBA DE VISCOSIDADES
Las viscosidades de yacimientos con gas en solución se determinan a través
el viscosímetro que permite medir la μg a cualquier condición de presión y
temperatura, la variación de la viscosidad a esas condiciones se calcula por
medio de correlaciones. (Paris de Ferrer, 2010)
La viscosidad del gas hidrocarburo se ve afectada por los siguientes
factores:
A bajas presiones ( μg
-
44
Dónde:
μg= Viscosidad del gas, cP
μo= Viscosidad a condiciones de referencia, cP
T= Temperatura, °K
n= Constante de cada componente
A medida que un gas es más pesado, sus moléculas serán más
grandes y por tanto su viscosidad será mayor. (Araujo, 1984)
-
45
CAPÍTULO III
3. METODOLOGÍA
3.1 ANÁLISIS PVT
En la industria petrolera identificar el comportamiento de yacimientos, cálculo
de reservas y diseño de equipos, requieren el conocimiento de las
propiedades físicas de los fluidos, esto se realiza a través del Análisis PVT
(Presión-Volumen-Temperatura) donde las propiedades del gas hidrocarburo
se determinan a través de la toma y análisis de muestras en el fondo del
pozo mediante un conjunto de pruebas de laboratorio que consisten en
determinar las relaciones de presión, volumen y temperatura para una
mezcla de hidrocarburos en flujo multifásico.
En vista que ocasionalmente no se logra disponer de información
experimental ya sea porque no se pueden obtener muestras representativas
o porque los pozos no producen de manera rentable para justificar el análisis
PVT; las propiedades físicas de los fluidos entre ellos el gas hidrocarburo,
son determinadas por correlaciones empíricas, las cuales deben ser
calculadas en campo; por esta razón se diseña un software especializado
para cálculos de condiciones PVT del gas hidrocarburo proveniente de
pozos petroleros, mediante la herramienta Microsoft Excel™, lo que nos
permitirá determinar de manera eficaz y eficiente, las características Físico-
Químicas de los fluidos provenientes de los pozos petroleros. Los resultados
obtenidos serán de gran utilidad para definir desde las condiciones del flujo
multifásico, consideraciones en el diseño del sistema de levantamiento,
utilización del gas en procesos de recuperación mejorada, diseño de
completaciones, diseño de equipos de superficie, entre otros.
-
46
3.2 DETERMINACIÓN DE CORRELACIONES PARA EL
CÁLCULO DE LAS CONDICIONES PVT DEL GAS
HIDROCARBURO
Para poder analizar el comportamiento de los fluidos del yacimiento, es de
gran importancia determinar las propiedades físicas del gas hidrocarburo
proveniente de pozos petroleros; estableciendo las correlaciones y
ecuaciones necesarias para su cálculo.
3. 2.1 CONSTANTE UNIVERSAL DE LOS GASES (R)
R es la constante universal de los gases ideales, se calcula de acuerdo al
sistema de unidades que se requiera, para el diseño del software
especializado para cálculos de condiciones PVT del gas hidrocarburo
proveniente de pozos petroleros se utiliza R= 10,73
, y este valor
se determina a través de las condiciones estándar de cada uno de los
componentes de la ecuación general de los gases, de la siguiente manera:
[Ec. 5]
Dónde:
P= Presión, (14,7 psia)
V= Volumen (379,6 ft3)
n= Número de moles (1 lb mol)
R= Constante universal de los gases ideales
T= Temperatura absoluta (°R)
-
47
3.2.2 CÁLCULO DE CONDICIONES PSEUDOCRÍTICAS Y PSEUDOREDUCIDAS (Tsc
& Psc; Psr & Tsr)
Las condiciones de presión, temperatura, pseudocríticas y pseudoreducidas,
se calculan para mezcla de gases, a diferencia de las condiciones críticas y
reducidas, que son para compuestos puros.
3. 2.3 NÚMERO DE MOLES (n)
El número de moles para el gas hidrocarburo se determina a través de la
sumatoria de la razón entre el peso de cada componente y su peso
molecular equivalente.
[Ec. 6]
Dónde:
nT = Número de moles totales del gas hidrocarburo
ni = Número de moles de cada componente del gas hidrocarburo
m = %P/P o peso de cada componente
M = Peso molecular de cada componente del gas hidrocarburo
3. 2.4 FRACCIÓN MOLAR (yi)
La fracción molar de cada componente se determina para poder calcular
algunas de las propiedades más importantes del gas hidrocarburo.
[Ec. 7]
Dónde:
yi = Fracción molar de cada componente
-
48
ni = Número de moles de cada componente del gas hidrocarburo
nT = Número de moles totales del gas hidrocarburo
3. 2.5 PESO MOLECULAR (M)
El peso molecular del gas hidrocarburo se determina a través de los pesos
moleculares de las fracciones que lo componen.
[Ec. 8]
Dónde:
M = Peso molecular del gas hidrocarburo, lb/lb-mol
yi = Fracción molar de cada componente
Mi = Peso molecular de cada componte del gas hidrocarburo
3. 2.6 TEMPERATURA Y PRESIÓN PSEUDOCRÍTICA (Tsc & Psc)
La presión y temperatura pseudocríticas se calculan a través del Método de
Kay, Wb y están dadas por:
[Ec. 9]
[Ec. 10]
Dónde:
Psc = Presión pseudocrítica del gas hidrocarburo (psia)
Tsc = Temperatura pseudocrítica del gas hidrocarburo (°R)
Pci = Presión crítica del componente i (psia)
Tci = Temperatura crítica del componente i (°R)
yi = Fracción molar de cada componente
-
49
Los valores de presión y temperatura pseudocríticas están descritos en la
Tabla 7.
Tabla 7. Presión y Temperatura críticas
Gas Hidrocarburo Composición
Peso molecular componente (lb/lb-mol)
Temperatura. Pseudocrítica i.
(Tci °R)
Presión Pseudocrítica i.
(Pci, psia)
N2 28,0 227,2 492,8
Metano 16,0 343,0 667,0
CO2 44,0 547,4 1069,5
Etano 30,1 549,6 707,8
H2S 34,1 672,1 1300,0
Agua 18,0 1165,1 32,0
Propano 44,1 665,7 616,3
i-butano 58,1 734,1 527,9
n-butano 58,1 765,3 551,0
i-pentano 72,2 828,8 490,4
n-pentano 72,2 845,5 488,7
i-hexano 86,2 911,5 439,5
n-hexano 86,2 913,3 430,7
i-heptano 100,2 972,4 397,4
(Bánzer, 1996)
Cuando la composición del gas hidrocarburo proveniente de pozos
petroleros es desconocida, su presión y temperatura pseudocríticas se
calculan en base a la gravedad específica del gas, con las siguientes
ecuaciones:
[Ec. 11]
[Ec. 12]
Dónde:
Psc = Presión pseudocrítica del gas hidrocarburo (psia)