UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOLDETERMINACION DE CAUDALES DE GAS 1.1. INTRODUCCIÓN Una gran parte de la energía usada en el mundo proviene de los hidrocarburos y sus derivados. Una de estas fuentes de energía es el gas natural, el cual se da bajo condiciones de presión y temperaturas en el yacimiento, de manera que ya no existe hidrocarburo líquido o existe en muy baja proporción. Hay dos preguntas claves que deben ser respondidas tempranamente cuando se trata del inicio de la explotación de un yacimiento de gas y de la estrategia que se aplicará durante su vida económica productiva. La primera pregunta debe responder al volumen de gas originalmente en sitio y, la segunda, al volumen remanente de gas a cualquiera que sea la presión escogida para abandonar el yacimiento. Para obtener el volumen de gas inicial en sitio (Gi) se requiere información obtenida de los pozos perforados. La estimación volumétrica será de la misma veracidad que tengan los valores ponderados utilizados para producirlas. Sin embargo, los resultados volumétricos obtenidos para Gi no indican qué tipo de mecanismo de producción tiene el yacimiento de gas. Por tanto, para valores iguales de Gi se puede pensar en un yacimiento volumétrico de gas, sin intrusión de agua, que produce exclusivamente por expansión del gas, o se podría tener un yacimiento con intrusión de agua además de la energía disponible mediante la expansión del gas. Estos datos pueden ser obtenidos por diferentes mecanismos. Uno es empleando la Ecuación de Balance de Materiales, la cual se ha desarrollado en base al balance del volumen original, balance del volumen de poros disponibles y balance molecular para diferentes tipos de yacimientos. EXPLOTACION DE GAS NATURAL 1 Se clasifican en yacimientos de: EXPLOTACION DE GAS NATURAL 2 . el gas natural está ganando más atención cada día.4. OBJETIVOS: 1. Sin embargo. la mayoría de los principios de la ingeniería y teorías aplicado para producir gas del depósito puede pedirse prestado fácilmente de depósito de petróleo para diseñar y puede aplicarse a la ingeniería de gas natural con modificaciones menores. 1.UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL 1. JUSTIFICACIÓN Como el gas natural (un medio ambientalmente el combustible limpio) el valor y precios han estado aumentando rápidamente en los recientes años. OBJETIVOS GENERAL Analizar las ecuaciones de cálculo de volumen de gas para distintos yacimientos. Diseñar el depósito de gas es más simple que el depósito de petróleo porque no hay ningún gas de la solución del petróleo.5.2. 2.3. OBJETIVO ESPECÍFICO Analizar los distintos tipos de yacimientos Estudiar las propiedades del gas Describir las ecuaciones que se emplean para el cálculo de volumen de gas 1. MARCO TEORICO Yacimientos de Gas son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo. 2. Las curvas dentro de la región de dos fases muestra el porcentaje de líquido en el volumen total de hidrocarburo. A diferencia de los anteriores. CLASIFICACIÓN DE LOS TIPOS DE YACIMIENTOS DE ACUERDO CON LOS DIAGRAMAS DE FASES (COMPOSICIÓN) Desde un punto de vista más técnico. los diferentes tipos de yacimientos pueden clasificarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del yacimiento con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo) en los diagramas de fases que relacionan temperatura y presión. La figura 1 es uno de estos diagramas "diagrama de fases PT" para un determinado fluido de un yacimiento. es la región de combinaciones de presión y temperatura en donde existen dos fases: líquida y gaseosa.1. En este caso las relaciones gas−líquido son superiores a 3200 PCN/BN. El área cerrada por las curvas del punto de burbujeo y del punto de rocío hacia el lado izquierdo inferior. para EXPLOTACION DE GAS NATURAL 3 . Además. tanto en el subsuelo como en superficie. En cambio. los Yacimientos de Gas Húmedo producen líquido en superficie al pasar la mezcla a través del sistema de separación. la temperatura de estos yacimientos es mayor que la temperatura cricondentérmica de la mezcla. los Yacimientos de Gas Condensado presentan condensación retrógrada en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica de la mezcla.UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL Gas seco Gas húmedo Gas condensado En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa. generando relaciones gas−líquido (RGL) mayores de 15000 PCN/BN. durante su vida productiva (a cualquier presión). Inicialmente. punto A. Figura 2: Diagrama de fases (composición) Consideremos un yacimiento con el fluido de la figura 1. el fluido se hallará inicialmente en estado de una sola fase (monofásico).UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL cualquier presión y temperatura. EXPLOTACION DE GAS NATURAL 4 . Como dicho punto se encuentra fuera de la región de dos fases. toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende sólo de la composición de la acumulación. comúnmente llamado gas. a una temperatura de 300 °F y una presión inicial de 3700 lpca. Más aún. Como el fluido que queda en el yacimiento durante la producción permanece a 300 °F. es evidente que el fluido permanecerá en estado gaseoso (una sola fase) a medida que la presión disminuya a lo largo de la trayectoria A"A1. la composición del fluido producido por el pozo no variará a medida que el yacimiento se agota. La composición del líquido producido por condensación retrógrada cambia a medida que la presión disminuye. ya que a medida que la presión disminuye se alcanzará el punto de burbujeo. de manera que 4% del volumen líquido retrógrado a una presión. Inversamente. Eventualmente.UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL La pérdida neta de líquido retrógrado es evidentemente mayor para: Menores temperaturas en el yacimiento Mayores presiones de abandono Mayor desviación del diagrama de fases hacia la derecha Lo cual es. por ejemplo. en gran parte. o una fase de gas libre. punto C1. el gas libre comienza a fluir hacia el pozo. En cualquier tiempo. una propiedad del sistema de hidrocarburos. de 750 lpca puede contener un condensado estable a condiciones de superficie equivalente a 6% del volumen retrógrado a 2250 lpca. el fluido del yacimiento se encuentra en estado monofásico. el petróleo fluye cada vez en cantidades menores. Otros nombres empleados para este tipo de yacimiento de líquido (petróleo) son: EXPLOTACION DE GAS NATURAL 5 . aumentando continuamente. denominado en este caso líquido. de un alto porcentaje (por volumen) de metano y etano. en este caso 2550 lpca. punto C. naturalmente. y cuando el yacimiento se agota queda aún mucho petróleo por recuperar. debido a que la temperatura está por debajo de la temperatura crítica. Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas. Este tipo de yacimiento se denomina de punto de burbujeo. Si la acumulación ocurre a 3000 lpca y 75 °F. y es mucho mayor que el volumen de líquido estable que pudiera obtenerse por condensación del fluido del yacimiento a presión y temperatura atmosférica. el líquido producido por condensación retrógrada en el yacimiento está compuesto. de empuje por gas en solución. si la misma mezcla de hidrocarburos ocurre a 2000 lpca y 150 °F. donde la temperatura del yacimiento está por debajo de la temperatura crítica. EXPLOTACION DE GAS NATURAL 6 . de dilatación o expansión y de empuje por gas interno. Como yacimientos de condensación retrógrada (de punto de rocío) (B). Cuando la presión y la temperatura caen dentro de la región de dos fases. Las condiciones de la zona líquida o de petróleo serán las del punto de burbujeo y se producirá como un yacimiento de punto de burbujeo.UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL yacimiento de depleción. donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura del punto cricondentérmico. pueden representarse separadamente por diagramas de fases individuales (que tendrán poco común entre sí) o con el diagrama de la mezcla. existirá una zona de petróleo con una capa de gas en la parte superior. donde la temperatura del yacimiento excede el cricondentérmico. punto D. de gas disuelto. Como las composiciones de las zonas de gas y de petróleo son completamente diferentes entre sí. La zona de petróleo producirá como un yacimiento de petróleo de punto de burbujeo y la capa de gas como un yacimiento monofásico de gas (A) o como un yacimiento retrogrado de gas (B). Finalmente. modificado por la presencia de capa de gas. que contiene una zona de líquido o de petróleo con una zona o capa de gas en la parte superior. Como yacimientos de gas disuelto (de punto de burbujeo) (C). existe un yacimiento de dos fases. Como yacimientos simples o normales de gas (A). 0R Zgi: Factor de compresibilidad del gas @ Pi y Tf El factor de compresibilidad del gas se puede determinar en la forma siguiente: Estimar la temperatura y presión seudocrítica de la mezcla (Tsc. fracción Swi: Saturación inicial de agua. PCN A: Área del yacimiento.3. fracción Bgi: Factor Volumétrico del gas @ Pi y Tf.UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL 2.1. PCY/PCN Pi: Presión inicial. FLUIDOS ORIGINALES EN SITIO 2. pies ᶲ: Porosidad. acres h: Espesor. lpca Tf: Temperatura de la formación (yacimiento).3. Psc): En base a la composición: ⋅ EXPLOTACION DE GAS NATURAL 7 . Yacimientos de Gas Seco Donde: GOES: Gas Original en Sitio. 0R Pci: Presión crítica del componente i. Psr): Determinar Zgi: Se puede usar la correlación de Brill y Beggs: EXPLOTACION DE GAS NATURAL 8 . lpca Tci: Temperatura crítica del componente i. lpca Yi: Fracción molar del componente i en la mezcla ﻻg Gravedad específica del gas (aire=1) Calcular la temperatura y presión seudoreducidas (Tsr. OR Psc: Presión seudocrítica de la mezcla.UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL En base a la gravedad específica del gas: Donde: Tsc: Temperatura seudocrítica de la mezcla. Zghi.1. Para calcular Zghi se requiere determinar la gravedad específica del gas húmedo (lo cual se obtiene de la siguiente manera: El peso molecular del líquido (Me) se puede estimar por la correlación de Cragoe: EXPLOTACION DE GAS NATURAL 9 .4 2.UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL Rango de uso: 0 < Psr < 13 y 1. Yacimientos de Gas Húmedo Usar las ecuaciones para yacimiento de gas seco con Zghi.2 < Tsr < 2. es el factor de compresibilidad del gas húmedo original es sitio @ Pi y Tf. Donde.3. GHOES Si se extrajera todo el GHOES del yacimiento se obtendría un volumen de gas en el separador. Gas Húmedo Original en Sitio.UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL En este caso la Tsc y Psc se obtienen de las ecuaciones: Con Tsc y Psc calcular Tsr y Psr y luego Zghi y Bghi. Gas Original en Sitio. GOES EXPLOTACION DE GAS NATURAL 10 . GOES y un volumen de líquido en el tanque. LOES. en vez de ML EXPLOTACION DE GAS NATURAL 11 . Yacimientos de Gas Condensado Se utilizan las mismas ecuaciones usadas en el caso de los yacimientos de gas húmedo. LOES Donde: RGLi: Relación gas−líquido inicial. en vez de LOES gc: Gravedad específica del gas condensado. En este caso se usa la siguiente nomenclatura: GCOES: Gas condensado original en sitio. la RGLi se obtiene de la ecuación: NE: Número de etapas de separación 2. en vez de L Mc: Peso molecular del condensado.UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL Líquido Original en Sitio. en vez de GHOES COES: Condensado original en sitio. PCN/BN Si se tiene información de las relaciones gas−líquido de cada una de las etapas de separación (Ri).3. en vez de gh c: Gravedad específica del condensado.2. es mejor hacer los cálculos del yacimiento en base unitaria. por Zghi 2. particularmente durante la etapa de desarrollo.3. EXPLOTACION DE GAS NATURAL 12 . Yacimientos de Gas Volumétricos Es conveniente saber que una unidad o un acre−pie de volumen total de roca de yacimiento contienen: Volumen de agua innata en pies cúbicos: Espacio poroso disponible para gas en pies cúbicos: Espacio poroso del yacimiento en pies cúbicos: El número inicial de pies cúbicos normales de gas en el yacimiento en la unidad es: G se expresa en pies cúbicos normales cuando el factor volumétrico de gas Bgi se expresa en pies cúbicos normales por pie cúbico del yacimiento. en vez de Bghi Zgci: Factor de compresibilidad del gas condensado @ Pi y Tf.UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL Bgci: Factor volumétrico del gas condensado @ Pi y Tf. CÁLCULO DE RECUPERACIÓN UNITARIA En muchos yacimientos de gas. no se conoce el volumen total. En este caso. por lo general un acre−pie de volumen total de roca reservorio. es decir. La recuperación fraccional o factor de recuperación expresado en porcentaje del gas inicial in situ es Factor de recuperación: EXPLOTACION DE GAS NATURAL 13 . La porosidad. o: Recuperación unitaria: La recuperación unitaria también se denomina reserva inicial unitaria o por unidad. pero puede cambiarse a otras condiciones por medio de la ley de los gases perfectos. Si Bga es el factor volumétrico del gas a la presión de abandono. En un yacimiento volumétrico se considera que no varía la saturación de agua intersticial. Sw. como una fracción del volumen poroso. de manera que el volumen de gas en el yacimiento permanece constante. los pies cúbicos normales de gas residual al tiempo de abandono son: La recuperación unitaria es la diferencia entre el gas inicial en el yacimiento en una unidad de volumen total de roca y el gas remanente en el yacimiento en la misma unidad de roca al tiempo de abandono. y generalmente es inferior al gas inicial por unidad en el yacimiento. y la saturación de agua innata. ᶲ se expresa como una fracción del volumen bruto o volumen total.UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL Las condiciones normales son las empleadas en el cálculo del factor volumétrico del gas. el gas producido hasta la presión de abandono. La reserva inicial en cualquier etapa de agotamiento es la diferencia entre la reserva inicial unitaria y la producción unitaria hasta esa etapa del agotamiento. el agua entra al yacimiento a una tasa igual a la producción. después de que el agua invade la unidad. una unidad (1 acre−pie) de volumen total de roca del yacimiento contiene (en pies cúbicos): Volumen de agua innata: Volumen disponible para gas: Volumen de gas a condiciones normales.UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL La experiencia con yacimientos volumétricos de gas indican que las recuperaciones varían entre 80 y 90 %. Yacimientos de Gas Volumétricos A las condiciones iniciales. En este caso la presión estabilizada es la presión de abandono. Algunas compañías de gasoductos fijan la presión de abandono en 100 lpca por 1000 pies de profundidad. Si Bga es el factor volumétrico del gas a la presión de abandono y Sgr la saturación residual de gas. después de una disminución inicial de presión. estabilizándose en esta forma la presión del yacimiento. En muchos yacimientos con empuje hidráulico. expresada como una fracción del volumen poroso. una unidad (1 acre−pie) de roca de yacimiento en las condiciones de abandono contiene (en pies cúbicos): Volumen de agua: EXPLOTACION DE GAS NATURAL 14 . UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL Volumen de gas a condiciones del yacimiento: Volumen de gas a condiciones normales: La recuperación unitaria es la diferencia entre el gas inicial y el residual en la unidad del volumen total de roca ambos a condiciones normales. respectivamente. o: Recuperación unitaria en El factor de recuperación expresado como porcentaje del gas inicial en el yacimiento es: Si el empuje hidráulico es muy activo y prácticamente no ocurre disminución en la presión del yacimiento. se convierten en: EXPLOTACION DE GAS NATURAL 15 . la recuperación unitaria y el factor de recuperación. esta conclusión no se aplica para el caso de recuperaciones de petróleo.UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL Debido a que la saturación residual del gas es independiente de la presión. La saturación residual de gas puede medirse en el laboratorio mediante muestras representativas de la formación. Estos datos ayudan a explicar en parte las recuperaciones tan bajas obtenidas en algunos yacimientos con empujes hidráulicos. Por ejemplo. donde la presión del yacimiento se estabiliza cerca de la presión inicial. sin embargo. es de mayor importancia conocer el gas recuperable por pozo a pozos de dicha zona que el gas total recuperable inicialmente de tal unidad o área. Esto se debe. Cuando la permeabilidad del yacimiento es uniforme. aún queda considerable cantidad de gas por recuperar en las capas menos permeables. excepto por una corrección que toma en cuenta la eficiencia de la configuración de drenaje y la conificación de agua o lóbulos formados por ésta. este factor de recuperación es significativo. un yacimiento de gas con una saturación inicial de agua de 30% y una saturación residual de gas 35%. el agua avanza más rápido por entre las capas más permeables. Yacimientos de gas con empuje hidráulico tienen la ventaja que mantienen presiones de flujo y tasas de producción mayores que en yacimientos de gas con empuje por depleción o agotamiento. con un promedio de 30%. EXPLOTACION DE GAS NATURAL 16 . tiene un factor de recuperación de solo 50% si se produce por empuje hidráulico activo. al mantenimiento de una presión mayor como resultado de la intrusión de agua. de manera que cuando un pozo de gas se abandona por su excesiva producción de agua. la recuperación será mayor para una presión menor de estabilización. En el cálculo de las reservas de gas de una unidad o una zona determinada en arrendamiento. Cuando existen formaciones bien definidas de bajas y altas permeabilidades. En muchas oportunidades los valores varían entre 16 y 50 %. es decir. naturalmente. Debido a estos factores puede concluirse que las recuperaciones de gas por empuje hidráulico son generalmente inferiores a las de depleción volumétrica. 2. En yacimientos volumétricos. donde el gas recuperable bajo cada sección (pozo) del yacimiento es el mismo.UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL parte del cual puede ser recuperado por pozos adyacentes. asumidas iguales. Por otra parte. Si la presión es estabiliza por debajo de la presión inicial del yacimiento. Si el pozo se perfora más abajo en la estructura cerca del centro de la unidad. el pozo situado en la parte inferior de la estructura recuperará aproximadamente una tercera parte del gas subyacente inicial. Podemos usar información recogida de los niveles de fluido para determinar el flujo potencial máximo de un pozo EXPLOTACION DE GAS NATURAL 17 .4. En yacimientos de gas con empuje hidráulico. y si los pozos producen en la misma proporción. Por ejemplo. como en el caso en que varíe el espesor de la formación. El índice de productividad Normalmente no sabemos toda la información requerida para calcular el flujo de potencial máximo basado en la ecuación de Darcy.1. la reserva de gas inicial de la sección donde la formación es de mayor espesor será menor que el gas recuperable inicial de esa sección. las recuperaciones serán iguales siempre y cuando los pozos produzcan en la misma proporción. un pozo situado en la parte más baja de la estructura divide su gas inicial recuperable con los demás pozos buzamiento arriba y en línea con él. si se perforan tres pozos en línea a lo largo del buzamiento en la parte superior de sus respectivas unidades. su recuperación será aún menor. el factor de recuperación aumentará para los pozos situados en la parte inferior de la estructura. y si todos producen a la misma proporción. cuando la presión se estabiliza cerca de la presión inicial del yacimiento. cuando varía el gas existen las diferentes unidades (pozos). depende de la exactitud de los datos que entran en los cálculos. La precisión del cálculo de gas inicial en el yacimiento depende de los posibles errores en los valores promedios de porosidad. En yacimientos volumétricos la reserva del mismo. los cálculos de reservas son más exactos en yacimientos volumétricos que en los de empuje hidráulico. como resultado. en general. Cuando las reservas se calculan en base a un pozo o unidad del yacimiento. que ocurre tanto en yacimientos volumétricos como en los de empuje hidrostático. 2.UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL La relación entre la producción (q) y la presión de fondo (Pwf) es determinada. y. presión y factor de desviación del gas. En yacimientos de empuje hidrostático se requiere. La reserva es el producto del gas en el yacimiento por el factor de recuperación. TÉCNICA DE RUSSELL Y GOODRICH Los autores resolvieron el problema haciendo la suposición inicial de que era posible linealizar la ecuación para flujo de gas real también diseñaron un modelo numérico para un pozo simple drenando un elemento de volumen radial 3. Si el yacimiento presenta estratificaciones de permeabilidad. lo mismo que en la determinación del volumen productor bruto. el cálculo aproximado del volumen invadido del yacimiento al abandono y al saturación residual del gas. podemos predecir el caudal de la producción para cualquier presión de fondo dada. debe conocerse con la misma precisión que el gas inicial en el yacimiento.2. además. OBSERVACIÓN La precisión de los cálculos de reservas por el método volumétrico. el problema se agrava. EXPLOTACION DE GAS NATURAL 18 .4. saturación de agua innata. a cualquier presión de abandono. En general. la precisión se reduce aún más debido a drenaje. la precisión disminuye. UNIVERSIDAD AQUINO DE BOLIVIA UDABOL 4. pues ya se ha hablado de los beneficios que trae su uso. algunas relacionadas con el petróleo y otras no. BIBLIOGRAFÍA L. los yacimientos de gas deberían ser tomados en cuenta de una manera más primordial. Hawkins. pues representa la posibilidad de no depender del petróleo solamente como fuente de energía principal. 1968. 1978 B. 5. Traducción por Hernando Vásquez Silva de Applied Petroleum Reservoir Engineering.Fundamentals of Reservoirs Engineering. Madrid.P. Así como este. Dake. CONCLUSIÓN El gas natural representa una fuente de energía importante para el futuro.F. otros usos importantes pueden ser dados al gas natural para mejorar los procesos industriales que se llevan a cabo diariamente en diferentes industrias.Amsterdam: Elsevier Scientific Publishing Company.Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos.C. disminuyendo la contaminación del medio ambiente por parte de los gases que se producen por efecto del uso de gasolina. EXPLOTACION DE GAS NATURAL 19 . Por esta razón. Craft y M. Se puede emplear como combustible.