Caracterización de yacimientos

de gasDe acuerdo a su composición

Clasificación de los yacimientos de acuerdo a su composición

Parámetros considerados para esta clasificación:

1. Medidos en el campo a través de pruebas de producción

-Presión, temperatura, RGA, °API y color del liquido en el tanque.

2. Medidos en laboratorio.

- Muestras representativas del yacimiento

Clasificación de los yacimientos de acuerdo a su composición

Yacimientos

Gas

Líquidos

Gas Seco

Gas Húmedo

Gas Condensado

Petróleo Volátil(Alto Encogimiento)

Petróleo Negro(Bajo Encogimiento)

LivianoMedianoPesadoExtapesadoBitumen

COMPONENTE (% mol)

GAS SECO

GAS HUMEDO

GAS CONDENSADO

PETRÓLEO VOLATIL

PETRÓLEO NEGRO

C1 96.0 90.0 75.0 60.0 48.8

C2 2.0 3.0 7.0 8.0 2.75

C3 1.0 2.0 4.5 4.0 1.93

iC4 - nC4 0.5 2.0 3.0 4.0 1.60

iC5 - nC5 0.5 1.0 2.0 3.0 1.15

C6 - 0.5 2.5 4.0 1.59

C7+ - 1.5 6.0 17.0 42.15TOTAL 100 100 100 100 100

MC7+ (lbm/lbmol) - 115 125 180 225

RGL, (PCN/BN)

-26000 7000 2000 625

RGL, (M3/M3) 4631 1247 356 111°API - 60 55 50 34.3

COLOR -Incoloro - Amarillo

claro

Amarillo claro- Amarilo

Amarillo Oscuro

Negro

Clasificación de los yacimientos de acuerdo a su composición

Caracterización en base a:- Información de producción.- Análisis Cromatográfico

RGA (PCN/BN)

RGA (M3/M3) °API C1 (%) C7+ (%) COLOR

GAS SECO >100,000 > 17,812 - < 0.7 > 90 ---GAS HÚMEDO >15,000 > 2,672 < 70 < 4 < 90 Incol.

GAS CONDENSADO >3,200 > 570 > 40 < 12.5 > 60 Amar. Cla.PETRÓLEO VOLÁTIL >1750 > 312 > 40 > 12.5 < 60 Amar. Osc.

PETRÓLEO NEGRO <1750 < 312 < 45 > 20 < 50 Neg- Ver.

1 PCN/BN= 5.614 M3/M3

Clasificación en base al diagrama de fases

100%

GasConden.Petróleo

Gas seco

Gas Húmedo

Petróleovolátil

Petróleo subsaturado

Petróleo con capa de gas

Pto b

urbuja

Pto rocio

Pct

Pcb

Pto critico

0%

100%

5%

10%

20%

40%

80%

Región de 2 fases

Pre

teTemperatura del yacimiento

Pre

sión d

el yaci

mie

nto

Clasificación del petróleo dependiendo de la gravedad

Livianos 30°< °API < 40°Medianos 20°< °API < 30°Pesados 10°< °API < 20°

Extrapesados 10°< °API, µo <10000 cps @ p=1 atm y T yac.Bitumen 10°< °API, µo >10000 cps @ p=1 atm y T yac.

Según UNITAR.

PVT

Tipos de separación gas-liquido• Separación diferencial Cambio de composición del sistema durante el proceso

(Yacimiento)

• Separación Instantánea (flash). La composición del sistema permanece

constante (tuberías de producción, líneas de flujo y separadores)

PVT

-¿ Cuando se debe tomar la muestra?Inicio de la producción del

yacimiento

-¿ Como se escoge el pozo para la prueba?Parámetros: producción, IP, pozo nuevo, °API y RGP representativa, libre de agua, no debe estar

cercano a la zona de agua o gas del yac.

- Acondicionamiento del pozoEstabilizar (tasa, presión de fondo y cabezal, RGA,

% agua)

PVT

Tipos de muestras de fluidos del yacimiento:• Muestreo de Fondo• Muestreo de Superficie (recombinadas del

separador)• Muestreo de Cabezal (fluido monofásico)

TIPOS DE PRUEBAS PVT• Composición constante (masa

constante)• Volumen constante• Proceso de liberación diferencial (petróleo negro)

PVT

Proceso a composición constante: La composición global no cambia, se carga a la celda una cantidad de fluido, se expande la celda o el mercurio, se agita para alcanzar equilibrio y al aumentar el volumen el gas se va liberando. Luego se miden las variaciones de líquido y volúmenes de gas.

HgHg

HgHg

HgPb=Pr P2 P3 P4

PVT

Proceso a Volumen constante: (Procedimiento para gas y petróleo volátil). Se carga cada celda con un volumen suficiente de fluido, primero aumentamos el tamaño de la celda,(sacamos un volumen de mercurio) a ese gas de expansión se lo retira y se mide su masa su composición.

Hg Hg Hg Hg Hg

Pb Pl- Pc

Removemos gas

PVT

Proceso de Liberación diferencial: (Para petróleo negro). En este tipo de prueba se baja la presión, de cada celda se extrae todo el gas que se expanda. Para que la prueba tenga valores de la ecuación de estado hay que calibrar con la ecuación de estado. .

Hg Hg Hg HgHg

Pb Presión constante

Removemos todo el gas

Compuesto Peso molecular (lbm/lbmol)

Temp. Crítica °R

Pres. Crítica lpca

Vol. Crítico p3/lbm

gas lbm/MPCN

Liq lbm/gal

Temp. Nor. de ebull.°F

Factor Acentrico

CO2 44.010 547.90 1071.0 0.0342 115.97 6.88 -109.26 0.225N2 28.013 227.60 493.0 0.0514 89.77 6.58 -320.45 0.04H2S 34.076 672.70 1300 0.0459 73.8 6.73 -76.5 0.095C1 16.043 343.370 667.80 0.0991 42.28 2.5 -258.73 0.0104C2 30.070 550.09 707.8 0.0788 79.24 2.962 -127.49 0.0986C3 44.097 666.01 616.3 0.0737 116.2 4.223 -43.75 0.1524

nC4 58.124 765.65 550.7 0.0702 153.16 4.865 31.08 0.201iC4 58.124 734.98 529.1 0.0724 153.16 4.685 10.78 0.1848nC5 72.151 845.7 488.6 0.0675 190.13 5.251 96.92 0.2539iC5 72.151 829.1 490.4 0.0679 190.13 5.199 82.12 0.2223nC6 86.178 913.7 436.9 0.0688 227.09 5.526 155.72 0.3007nC7 100.205 972.8 396.8 0.0691 264.05 5.728 209.16 0.3498nC8 114.232 1024.22 360.6 0.069 301.01 5.883 258.21 0.4018nC9 128.259 1070.68 332 0.0684 337.98 6.008 303.47 0.4455nC10 142.286 1112.1 304 0.0679 374.94 6.112 345.48 0.4885

PROPIEDADES FISICAS DE COMPONENTES DE GAS NATURAL Y GAS CONDENSADO

Propiedades de los componentes purosPeso molecular aparente

• En base a la composición de la mezcla

Donde:Mg, Mc, Mgc = Peso molecular del gas natural, condensado (liquido), gas condensado (lbm/lbmol)yi = Fracción molar del componente i en el gas natural xi = Fracción molar del componente i en el condensadozi = Fracción molar del componente i en el gas condensado Mi = Peso molecular del componente i en la mezcla (lbm/lbmol)

𝑀𝑔=∑𝑖

𝑛

𝑦𝑖𝑀𝑖

Para Gas Natural

𝑀 𝑐=∑𝑖

𝑛

𝑥𝑖𝑀𝑖

Para Condensado

𝑀𝑔𝑐=∑𝑖

𝑛

𝑧𝑖𝑀𝑖

Para Gas Condensado

Propiedades de los componentes purosPeso molecular aparente

• En base a la Gravedad Especifica

Donde:Mg, Mc, Mgc = Peso molecular del gas natural, condensado (liquido), gas condensado (lbm/lbmol)g = Gravedad especifica del gas natural (aire=1)

= Gravedad especifica del condensado (agua=1)gc = Gravedad especifica del gas condensado (aire=1)°API = Gravedad °API del condensado

𝑀𝑔=28.96𝛾𝑔

Para Gas Natural

= Para Condensado

𝑀𝑔𝑐=28.96 𝛾𝑔𝑐

Para Gas Condensado

Propiedades de los componentes puros

• Gravedad Especifica del gas condensado

Donde:Mc = Peso molecular del condensado (liquido) (lbm/lbmol)g = Gravedad especifica del gas natural (aire=1)

= Gravedad especifica del condensado (agua=1)gc = Gravedad especifica del gas condensado (aire=1)RGC = Relación gas –condensado, PCN/BN

=

En función de RGC

Balance masa

mgc

Mgc, gc

qg, mg

Mg, g

tanquese

para

dor

pozo

qc, mc

Mc, c

mgc= mg + mc , lbm/día

Balance molarNgc= Ng + Nc , lbm/día

Propiedades Seudocríticas

• En base a la composición

Donde:Psc = Presión Seudocrítica, lpcaTsc = Temperatura Seudocrítica, °Rg = Gravedad especifica del gas natural (aire=1)gc = Gravedad especifica del gas condensado (aire=1)

Para Gas Natural𝑃𝑆𝐶=∑

𝑖

𝑛

𝑃𝑐𝑖𝑌𝑖 𝑇 𝑆𝐶=∑𝑖

𝑛

𝑇𝑐𝑖𝑌𝑖Para Gas condensado

• En base a la Gravedad Especifica

Para Gas Natural (g<0.75)

Para Gas condensado (g>0.75)

+ 15

+ 3

+ 5

+ 3

Para Gas Natural, Ikoku+ 5

+ 307.344

Propiedades del Seudocomponente pesado

• Temperatura y presión Seudocríticas

+ 3 - 3800 )*log)

+ 4 - 53.7))*) - 0.8)

• Volumen Molar Seudocrítico

+ 0*

• Peso Molecular, Gravedad Específica y Factor Acéntrico

M+ 1

+ 2 -

W+ 03

𝐿𝑛𝑃𝑟𝑜𝑐= 𝐴1 ሺ𝑍𝐶2 + 𝑍𝐶𝑂2 + 𝑍𝐻2𝑆+ 𝑍𝐶6+ 2ሺ𝑍𝐶3 + 𝑍𝐶4ሻ+ 𝑍𝐶5 + 0.4𝑍𝐶1 + 0.2𝑍𝑁2ሻ+𝐴2𝛾𝐶7+ + 𝐴3 ൫𝑍𝐶1/ሺ𝑍𝐶7+ + 0.002ሻ൯+ 𝐴4 𝑇+ 𝐴5 ሺ𝑍𝐶7+ ∗𝑀𝐶7+ሻ+ 𝐴6 ሺ𝑍𝐶7+ ∗𝑀𝐶7+ሻ 2 + 𝐴7 ሺ𝑍𝐶7+ ∗𝑀𝐶7+ሻ 3 + 𝐴8൫𝑀𝐶7+/ሺ𝛾𝐶7+ + 0.0001ሻ൯+ 𝐴9൫𝑀𝐶7+/ሺ𝛾𝐶7+ + 0.0001ሻ൯2 +𝐴10൫𝑀𝐶7+/ሺ𝛾𝐶7+ + 0.0001ሻ൯3 + 𝐴11

Cálculo de presión de RocíoBasado en la composición del gas condensado

Correlación de Nemeth y Kennedy

Proc=Presión de rocio, lpcaT=Temperatura, ºR. MC7+ =Peso molecular del C7+ lbm/lbmol C7+ = Gravedad especifica del C7+

A1 -2.06231 A6 -3.65E-03

A2 6.625973 A7 7.43E-05

A3 -4.47E-03 A8 -1.14E-01

A4 1.04E-04 A9 6.25E-04

A5 3.27E-02 A10 -1.07E-06

A11 1.07E+01

Valores de constantes

Cálculo de presión de RocíoBasados en datos de campo

Proc=Presión de rocio, lpcaRGC=Relación gas condensado, PCN/BN T=Temperatura, ºR. °API=Gravedad Api del tanque del condensado del tanqueg = Gravedad especifica del gas de separador

𝑃 𝑟𝑜𝑐=𝐾 1∗ ¿𝐴=𝐾 4∗𝑇

𝐾 5−𝐾 6∗¿¿

Donde

Valores de las constantes

Correlación de MMHR

10260*

K1= 346.77647 K5= 0.2813 K2= 0.0974139 K6= 0.0007 K3= -0.2947824 K7= 1.9063 K4= -0.047833 K8= 8.4176

CONTENIDO DE LIQUIDO EN UN GAS

𝐺𝑃𝑀=∑𝑖

𝑛

𝐺𝑃𝑀𝑖𝑌𝑖

Donde:

GPM= Galones de liquido en 1000 MPCN de gasMi = Peso molecular del componente ig = densidad liquida del componente i, lbm/galY = Fracción molar del componente i