yacimiento de gas.docx
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INTRODUCCIÓN.
Si bien sabemos que los yacimientos de gas es un entrampamiento de
hidrocarburos encontrados en el subsuelo también sabemos que hay diferentes tipos de
yacimientos como lo son: yacimiento de gas seco. Yacimiento de gas condensado,
yacimiento de gas asociado entre otros tipos ya que su clasificación varía dependiendo
según sea su estructura, contenido etc. Al profundizar el tema de los yacimientos de gas
nos basamos en factores tales como: presión en los fondos del pozo, gravedad de gas,
las razones gas/petróleo, el gradiente de un pozo de gas, los cuales nos brindaran
información para poner en práctica los métodos para la exploración de estos yacimiento.
Luego que mediante la exploración de estos yacimientos, se tiene el
conocimiento en donde este el hidrocarburo entrampado vienen las reservas de estos
las cuales se pueden clasificarse según el grado de certidumbre: probadas, probables y
posibles, Según la energía del yacimiento: primarias y suplementarias, Según el grado
de desarrollo: desarrolladas y no desarrolladas, para luego estimar el potencial de cada
una de estas reservas que tengamos. Al estimar el potencial y luego de haber perforado
`podemos determinar el ritmo optimo de producción de los pozos de gas, su
capacitación en la superficie. Y no solo eso sino que también basándonos en esta
información podemos determinar si pueden producir de forma natural o necesitan
intervención de por ejemplo reinyección de gas que sería un método secundario.
CONTENIDO:
YACIMIENTO DE GAS.
Es una porción de una trampa geológica que contiene hidrocarburo y se comporta
como un sistema interconectado hidráulicamente.
TIPOS DE YACIMIENTO:
Yacimientos de Gas Seco:
En éstos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen
hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por los
cambios de presión y temperatura. El gas se genera gracias a un proceso de expansión,
parecido al que ocurre en las bombonas, donde la cantidad de gas está relaciona da con
la presión del embace.
Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica, además están
constituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superiores como también Están
constituidos por hidrocarburos que, aún en superficie y a presión y temperatura de
tanque, no condensan. Poseen alta energía cinética de sus moléculas y baja atracción
de las mismas.
Yacimiento de Gas Condensado:
Estos yacimientos producen condensación retrograda en el yacimiento a presiones
por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica. El
gas al disminuir la presión se condensa.
Estos tipos de yacimientos también pueden ubicarse de acuerdo con la localización
de la temperatura y presión iníciales del mismo con respecto a la región de dos fases
(gas y petróleo) en los diagramas de fases que relacionan estas dos variables.
Cuando la presión y la temperatura caen dentro de la región de dos fases, existirá
una zona de petróleo con una capa de gas en la parte superior. 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 o como un yacimiento retrogrado de gas.
Gas asociado:
El gas que se produce en los yacimientos de petróleo, el gas-petróleo y de
condensado, recibe el nombre de gas asociado, ya que se produce conjuntamente con
hidrocarburos líquidos. El gas que se genera en yacimientos de gas seco se denomina
gas no asociado o gas libre y sus partes líquidas son mínimos.
Este es un gas natural que se ha extraído de los yacimientos junto con el petróleo.
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.
Gradientes de un pozo de Gas.
- Gradientes de temperatura de gas condensado.
Durante la fase de producción de petróleo y/o gas en un pozo, la temperatura del
fluido varía a medida que asciende por la tubería desde el yacimiento hasta la superficie.
El fluido entra al hoyo del pozo con una temperatura similar a la del yacimiento, y cuando
avanza hacia la superficie, ocurre un enfriamiento del mismo a causa de los diferentes
mecanismos de transferencia de calor que actúan entre los diferentes fluidos en
movimiento, el cemento concéntrico a los revestidores y la temperatura geotérmica de la
formación.
Gradiente de presión.
El gradiente de presión de crudo puede ser calculado como ρor/144, psi/ft. Con la
combinación de un solo punto de presión y el gradiente, es posible realizar las líneas de
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presión–profundidad, las cuales se interceptan con las líneas de gas localizadas en el
contacto crudo – gas.
Una de las cosas más importante de la ingeniería de yacimientos es encontrar en un
área nueva la tendencia de presión profundidad en un acuífero. Ninguna oportunidad
debe ser perdida para la medición de presiones en areniscas productoras de agua para
establecer esta relación y determinar si el acuífero está a una presión hidrostática normal
o está sobre presionado.
Presión de fondo de pozo de Gas.
La presión de fondo es la presión que se puede generar en el fondo del pozo y esta
va en contraposición a la presión de yacimiento de gas .En caso de existir esta presión,
la misma va a dificultar el movimiento del fluido del yacimiento hacia el pozo. Esta
presión es generada por el yacimiento de gas y ofrece resistencia ya que no permite fluir
con facilidad.
La presión de fondo fluyente, se encuentra en el fondo del pozo y debería de ser
menor a la del yacimiento para que los fluidos puedan ascender de forma más fácil. Sin
embargo cuando el flujo es abierto absoluto (AOF), puede que algunas de las presiones
conjugadas no ejerza ningún efecto, es decir prácticamente no existen.
Condiciones optimas para la separación Petróleo – Gas.
El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo en operaciones de producción
petrolera consiste en separar a las presiones óptimas los fluidos del pozo en sus tres
componentes básicos: petróleo, gas y agua, para el posterior tratamiento de los
hidrocarburos, con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de ellos
(petróleo y gas).
El proceso de tratamiento en la estación se realiza mediante una serie de sub-
procesos; entre ellos tenemos separación, deshidratación, almacenamiento bombeo,
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etc. Este sistema se inicia con la recolección del crudo a través del múltiple de
producción, el cual está formado por uno o varios cabezales de producción y otro de
prueba. El cabezal de prueba es utilizado para aislar individualmente la producción de un
pozo con el objeto de evaluarlo.
Una vez recolectado en el tubo múltiple, el crudo se envía a la etapa de separación
donde se retiene un nivel de líquido específico por un tiempo determinado bajo
condiciones controladas de presión y temperatura, esto con el objeto de separar los
hidrocarburos más livianos de los más pesados. Al salir de esta etapa el crudo va a
deshidratación, donde el sistema de calentadores eleva su temperatura de entrada bajo
un proceso de transferencia de calor, esto con el fin de lograr una separación más
efectiva entre el petróleo y el agua. Al avanzar por el sistema el crudo llega al patio de
tanques donde pasa inicialmente a un tanque de separación de petróleo y agua,
conocido como tanque de lavado, y de allí pasa a los tanques de almacenamiento
En los sistemas de baja presión (alrededor de 70 lpc) el gas proveniente de las
estaciones de flujo se suministra a la succión de las estaciones compresoras o también
se suple como combustible. Cuando el gas proveniente de los separadores posee altas
presiones (por ejemplo 1000 lpc) se puede suministrar directamente a las instalaciones
de gas para levantamiento artificial o a las instalaciones para la inyección de gas a
yacimientos.
CALCULO DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS.
Gravedad específica se define como la razón de la densidad de un gas a
determinada presión y temperatura a la densidad del aire a la misma presión y
temperatura, generalmente 600 F y presión atmosférica.
En la industria y en cualquier situación es más práctico medir la gravedad específica
que la densidad del gas, razón por la cual en muchos cálculos se emplea
preferiblemente la gravedad especifica del gas.
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La ecuación de la gravedad específica de un gas es:
GE= Densidad del gas/densidad del aire = M/28,97
Donde:
M=Peso molecular del gas (Lb-mol)
28,97=Peso molecular del aire (Lb-mol)
Razón gas-petróleo.
- Relación Gas – Petróleo en solución (RS): Es el volumen de gas en pies cúbicos
que pueden disolverse en un barril de petróleo, ambos a condiciones normales, cuando
son llevados a condiciones de presión y temperatura en el yacimiento.
- Solución original Gas/Petróleo razón GS: Es el resultado de dividir una cantidad de
gas acondiciones normales por determinada cantidad de petróleo, también acondiciones
normales.
Este factor debe ser determinado en el laboratorio en una celda PVT de una
muestra de petróleo o una muestra sintética recombinada. La muestra de petróleo, pura
o combinada, es puesta en la celda. Una válvula es abierta y el petróleo escapa,
liberando el gas como lo permita la celda. Los volúmenes de petróleo y gas separados
son medidos a condiciones estándar, y su razón en términos de pies cúbicos por barril
viene a ser el factor Gs.
En la ausencia de muestras para una investigación de celda PVT, las proporciones
reales de campo gas/petróleo puede ser usado como el factor Gs.
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Presión optima de separación.
La presión óptima de un separador es aquella que estabiliza en fase liquida el
máximo número de los moles de la mezcla. De acuerdo a la definición, a la presión
óptima se debe tener:
• Máxima producción de petróleo.
• Máxima gravedad API del crudo.
• Mínima relación gas-petróleo.
• Mínimo factor volumétrico del petróleo.
Exploración de los yacimientos y método usados en la industria.
Cuando hay probabilidades de que en subsuelo existan acumulaciones de petróleo o
gas natural, se sigue una serie de pasos, con la finalidad de ubicar el sitio con mayores
posibilidades de comprobarlas y posteriormente de extraerlas. El principal trabajo del
geólogo consiste en descubrir las condiciones bajo las cuales se acumulan en gas y el
petróleo; para ello recurre a diferentes métodos de exploración, siendo los más
importantes:
Métodos Geológicos:
Consisten en estudiar las rocas superficiales buscando indicaciones directas como
menes o manaderos de petróleo, asfalta y gas; y aplicar la geología de superficie para
verificar la existencia de rocas asociadas al origen y almacenamiento de hidrocarburos, e
interpretar la existen de trampas en el suelo mediante la observación y medición de sus
efectos en el terreno. Con este fin también se utilizan las fotografías aéreas.
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Los estudios de geología de superficie requieren un levantamiento topográfico previo
con el cual se obtiene un mapa de relieve. Sobre este mapa, los geológos grafican los
datos adquiridos y a partir de éstos interpretan el subsuelo y sus posibilidades
petrolíferas.
Método Gravimétrico:
Mide las variaciones de la fuerza gravitacional en función de las densidades de las rocas.
Método Magnético:
Registra las variaciones locales del campo magnético y según esto, puede
determinarse la distribución de las rocas que contienen diferentes propiedades
magnéticas.
Método Sísmico de Reflexión:
Mide las propiedades de las rocas para transmitir las ondas acústicas provenientes de
un detonante, las cuales viajan más rápido en rocas duras y compactas que en rocas
blandas.
La tarea de exploración comprende todas las actividades de búsqueda de
hidrocarburos. Fundamentalmente se desarrolla mediante la aplicación de métodos de
prospección geofísica y la elaboración de mapas de superficie y subsuelo por parte de
los geólogos, con la finalidad de inferir sobre la configuración de los estratos del subsuelo
y su composición, lo que puede proporcionar claves sobre la existencia de ambientes
propicios para la acumulación de petróleo o gas natural.
Los datos que proveen los geólogos son luego analizados por los ingenieros de
petróleo, quienes interpretan y traducen los datos que reciben, y pueden ordenar la
perforación de sondeos estratigráficos, cuya finalidad es la de tomar muestras del
subsuelo, que serán analizados en laboratorios de física de rocas, y llevar a cabo
registros con métodos eléctricos, acústicos o nucleares, los cuales serán igualmente
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interpretados por los Ingenieros de Petróleo especialistas en la disciplina de
interpretación de perfiles.
Los pozos exploratorios son perforados posteriormente, dependiendo de los
resultados obtenidos de la estratigrafía, para certificar o comprobar la presencia de
reservas de hidrocarburos en el subsuelo, que son comercialmente explotables.
RESERVAS.
Clasificación y estimación de las reservas:
Un reservorio de gas es aquel en el cual el hidrocarburo contenido existe como fase
vapor a presiones iguales o inferiores que el valor inicial.
Las reservas son cantidades de hidrocarburo que se considera pueden ser
recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura.
Todos los estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La
incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología,
confiables y disponibles a la fecha del estimado y de la interpretación de estos datos.
Las reservas pueden ser atribuidas a las que pueden ser producidas por energía
natural del reservorio o por la aplicación de métodos de recuperación mejorada. Los
métodos de recuperación mejorada incluyen a todos los métodos que suministran
energía adicional a la energía natural o alteran las fuerzas naturales en el reservorio para
incrementar la recuperación final. Ejemplos de tales métodos son: mantenimiento de
presión.
Clasificación de las reservas de hidrocarburos:
- Según el grado de certidumbre: probadas, probables y posibles.
- Según la energía del yacimiento: primarias y suplementarias.
- Según el grado de desarrollo: desarrolladas y no desarrolladas.
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Reservas probadas: cantidad de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y
sustancias asociadas estimadas con razonable certeza, recuperables comercialmente
de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería
disponible para un momento determinado. La utilización de término razonable certeza
indica un alto grado de certidumbre (mayor al 90%). En oportunidades esa certidumbre
se califica como P-90.
Reservas probables: cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitumen,
gas natural y sustancias asociadas atribuibles a acumulaciones conocidas en las cuales
la información geológica y de ingeniería indican un grado menor de certeza en su
recuperación, comparado con el de las Reservas Probadas. Las reservas probables
pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras favorables,
diferentes a las utilizadas para las Reservas Probadas. En este caso se habla de un
50% de probabilidades de éxito (P-50).
Reservas Posibles: cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitumen,
gas natural y sustancias asociadas atribuibles a acumulaciones conocidas en las cuales
la información geológica y de ingeniería indican que su recuperación es factible, pero con
grado de certeza menor al d las Reservas Probables. Estas estimaciones se hacen
cuando se suponen condiciones económicas y gubernamentales futuras favorables.
Deben tener por lo menos un 10% de probabilidades de éxito (P-10).
Reservas Primarias: cantidad de hidrocarburos que se pueden recuperar con la
energía propia o natural del yacimiento.
Reservas Secundarias: cantidad adicional de hidrocarburos que se pudiera recuperar,
como resultado de la incorporación de energía suplementaria al yacimiento a través de
métodos de recuperación adicional, tales como: inyección de agua, gas, fluidos miscibles
o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión de yacimiento y/o
desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo.
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Reservas Desarrolladas: reservas probadas de condensado, petróleo crudo, bitumen,
gas natural y sustancias asociadas, que se esperan recuperar a través de los pozos e
instalaciones existentes. Estas reservas deben estimarse tomando en cuenta los pozos
activos e inactivos que generan potencial. Se pueden subdividir en Productoras y No
Productoras.
Reservas Desarrolladas Productoras: cantidad de reservas producibles a través de
los pozos con intervalos abiertos a producción en el momento de la evaluación.
Reservas Desarrolladas No Productoras: cantidad de reservas producibles a través
de los pozos con capacidad de producción que no han estado en producción o, que
habiendo estado previamente en producción, no se conoce la fecha en que se inició la
misma.
Reservas Desarrolladas Suplementarias: cantidades adicionales de reservas
probadas, generadas por la implantación exitosa de un proyecto de recuperación
suplementaria completo.
Reservas No Desarrolladas: las reservas probadas de condensado, petróleo crudo,
gas natural y sustancias asociadas que se pueden recuperar comercialmente a través
de pozos adicionales a perforar e instalaciones existentes o futuras. Por ejemplo:
En áreas de yacimientos que requieren perforación adicional de desarrollo.
Volúmenes que se incorporan a producción mediante trabajos de profundización en el
mismo yacimiento. Reservas probadas de yacimientos cuyos pozos-zonas están
aislados entre empacaduras en completaciones selectivas. Reservas detrás de tubería,
cuando la información de perfiles disponibles sea confiable a juicio del evaluador.
La estimación de las reservas:
Se efectúa bajo condiciones de incertidumbre. El método de estimación es llamado
"deterministico" si se obtiene un solo valor para el mejor estimado de reservas basado
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en el conocimiento geológico y de ingeniería y datos económicos. El método de
estimación es llamado "probabilístico" cuando el conocimiento geológico y de ingeniería
y los datos económicos son usados para generar un rango de estimados de reservas y
sus probabilidades asociadas. La identificación de las reservas como probadas,
probables y posibles ha sido el método más frecuente y proporciona una indicación de la
probabilidad de la recuperación. Debido a la diferencia en la incertidumbre, se debe tener
cuidado cuando se suman reservas de diferente clasificación. Los estimados de
reservas serán revisados a medida que se cuenten con datos adicionales y disponibles
de geología e ingeniería o cuando ocurran cambios en las condiciones económicas. Las
reservas no incluyen cantidades de gas mantenidos en inventarios y si se requieren para
un reporte financiero, pueden ser disminuidas en el volumen correspondiente a uso
propio o pérdidas por procesamiento.
Los primeros parámetros que se estiman o evalúan de una acumulación de
hidrocarburos son aquellos que permiten obtener los valores más certeros de su
volumen original en sitio de petróleo (POES), gas (GOES) y condensados de gas
(COES).
Métodos para el cálculo de las reservas de hidrocarburos:
• Método deterministico: es cuando se obtiene un solo valor para el mejor estimado de
reservas basado en el conocimiento geológico, de ingeniería y de datos económicos.
Dentro de ellos se encuentra el método volumétrico, el cual emplea el modelo geológico
que geométricamente describe al yacimiento en estudio, así como las propiedades de
las rocas y los fluidos que contienen. Dicha metodología es la que hoy en día utiliza el
Ministerio de Energía de Petróleo de la República Bolivariana de Venezuela para el
cálculo de las reservas originales en sitio y el factor de recobro de las mismas.
• Método probabilístico: es cuando se emplea la información geológica, de ingeniera y
de datos económicos para generar un rango de estimación de reservas y sus
probabilidades asociadas. Dentro de esta metodología se encuentra la técnica de Monte
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Carlos, la cual implica tomar una muestra de distribución de probabilidad de cada
parámetro estadístico, sustituyéndolo en la ecuación del método volumétrico con ello
obtener una aproximación del valor del POES en el yacimiento en estudio.
• Método por analogía: se inicia en la etapa exploratoria, donde el descubrimiento de
nuevos reservorios se realiza gracias a la predicción del petróleo y gas original en sitio
correlacionando con yacimientos vecinos, puesto que no dispone de información viable
para tener idea del potencial económico futuro. Este método toma en consideración las
características similares y comparaciones con campos cercanos.
• Balance de materiales: el concepto de balance de materiales engloba las distintas
ecuaciones que se emplean para cuantificar las reservas de hidrocarburos por acción de
los diversos mecanismos de producción. En este sentido, la interpretación de
yacimientos mediante el método antes referido requiere de datos como el historial de
presiones, propiedades de las rocas y fluidos presentes, historial de producción actual y
acumulada, análisis PVT entre otras. Se emplea para calcular el POES, la producción
acumulada, los mecanismos de empuje, también permite correlacionar los resultados
obtenidos con el método volumétrico.
• Simulación numérica de yacimientos: engloba el empleo de los modelos
matemáticos con el objeto de similar el medio poroso del reservorio, así como el
comportamiento de los fluidos en él y la estimación de los volúmenes de hidrocarburos
presentes en sitio. Permite evaluar los diversos escenarios así como predice el
desempeño del reservorio en estudio. Se basa en el principio de la disgregación del
yacimiento en diferentes bloques, lo cual permite tomar en cuenta las heterogeneidades
y desarrollo de cada bloque en particular. El método descrito presenta validez si se
obtiene una buena descripción geológica y una detallada caracterización de los fluidos.
Así mismos, se considera como una herramienta de gran utilidad y mayor precisión que
los métodos antes referidos.
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Determinación del ritmo optimo de producción:
Al hablar del ritmo optimo de producción de los hidrocarburos hacemos énfasis en lo
que son los “Fundamentos de la separación de Hidrocarburos” ya que los fluidos en la
cabeza del pozo son una mezcla multicomponente de moléculas de hidrógeno y
carbono principalmente, donde cada componente tiene diferente densidad, presión de
vapor y otras características físicas y químicas. Estos fluidos pueden estar presentes
dentro del yacimiento en una o dos fases (líquida y/o gaseosa) a la presión y
temperatura de confinamiento; cuando se encuentran en una sola fase y se le somete a
cambios de presión y temperatura, el fluido experimenta alteraciones en sus
características fisicoquímicas, con ello se genera en la cabeza del pozo la liberación de
gas en el seno del líquido, con lo cual se requiere de la separación física de estas dos
fases, siendo esta operación una de las más básicas en el proceso de producción y
tratamiento del aceite y gas.
La selección de las condiciones de operación y del equipo requerido de separación
en la producción de hidrocarburos, depende fundamentalmente de los objetivos que se
pretendan alcanzar. Generalmente estos se orientan a incrementar el ritmo de
producción, reducir los costos por compresión de gas, maximizar la recuperación de
hidrocarburos líquidos, y a la obtención de productos estabilizados.
Para establecer las condiciones de separación más apropiadas, de acuerdo a las
características de los fluidos producidos, se tiene que considerar las siguientes variables
de control: el tipo, el tamaño y los dispositivos internos del separador, el tiempo de
residencia del aceite, las etapas de separación, las presiones y temperaturas de
operación y el lugar de instalación de los separadores, por citar algunos ejemplos. Es
evidente que existirá una combinación de todas estas variables que nos permita obtener
la separación requerida a un costo mínimo. La selección de las condiciones de
separación depende, donde los objetivos están orientados a la obtención de:
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Alta eficiencia en la separación del aceite y gas. Esta eficiencia en un separador
depende fundamentalmente de su diseño. Las características de los fluidos y los gastos
determinan el tipo y las dimensiones del separador para cada caso particular.
Mayores ritmos de producción. Cuando las condiciones de explotación de los campos
productores son favorables, el ritmo de producción de sus pozos puede aumentarse
reduciendo su contrapresión en la superficie. La menor contrapresión, y por consiguiente
el mayor gasto, se obtiene colocando los separadores lo mas cercanamente a los
pozos, ajustando simultáneamente su presión de operación al valor mínimo que las
condiciones de producción lo permitan; lo anterior sucedería cuando la presión en la
cabeza del pozo es controlada por la presión del separador (cuando no tiene
estrangulador). En caso de tener pozos estrangulados, lo que se logra es mantener un
mayor tiempo de afluencia de los pozos a la etapa de separación correspondiente.
Un ritmo óptimo de producción dependerá de las condiciones de operación del pozo,
las cuales son determinadas por medio de un análisis previo en el que se deben
involucrar tanto el comportamiento del yacimiento como el que tiene en las pruebas de
presión y de producción. (G. Hernández R. y B. Cabello M , 1995).
Mayor recuperación de hidrocarburos líquidos. Debido a que los hidrocarburos de
mayor valor comercial son los líquidos, frecuentemente la eficiencia del proceso de
separación se relaciona con la cantidad de hidrocarburos licuables que contiene la fase
gaseosa que abandona los separadores. Para reducir al mínimo esta cantidad de
líquidos es necesario generalmente realizar el proceso de separación en varias etapas;
es decir que el líquido desalojado del primer separador pase por otros que operen a
presiones reducidas secuencialmente, hasta llegar al tanque de almacenamiento, donde
en forma natural se efectúa la última etapa de separación, a la temperatura y presión. En
esta forma también se obtiene un mayor grado de estabilización del aceite y gas
separados. La cantidad de líquido recuperable puede obtener simulando el proceso de
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separación en el laboratorio, o matemáticamente mediante el empleo de ecuaciones de
estado, si se conoce la composición de la mezcla de hidrocarburos producidos.
Menores costos por compresión de gas. En la determinación de las presiones de
separación de un sistema en etapas, se puede establecer como meta esencial, la
minimización de costos de operación mantenimiento e inversión por el equipo de
compresión, el cual se requiere para transportar y entregar el gas producido a las
condiciones requeridas por petroquímica. En general los costos por este concepto
resultan bastantes significativos, debido esencialmente a los siguientes factores:
• Los volúmenes de gas que se separan en las baterías de recolección son con
frecuencia elevados, especialmente cuando se manejan fluidos producidos de
yacimientos con aceite volátil, que se caracteriza por tener factores de volumen y
relación gas-aceite generalmente mayores de 1.7 m3/m3 y de 1200 pie3/bl
respectivamente.
• La presión a la que debe llegar el gas a las plantas de endulzamiento es del orden de
1000 lb/pg2, esto es por especificaciones de diseño de las propias plantas (Nolasco
Garaicochea , 1978).
• Debido a que la distancia entre las estaciones de recolección y las plantas de
endulzamiento es considerable, se requiere que al gas le sea suministrada cierta energía
adicional para enviarlo a la planta con la presión especificada.
Aceite y gas estabilizado. A fin de que el aceite no experimente pérdidas sustanciales
por evaporación durante su almacenamiento, al ser manejado a condiciones
superficiales en las refinerías, o al cargar los buques para su exportación, es necesario
estabilizarlo previamente.
El aceite se estabiliza: Un gas estabilizado no formará condensados al quedar sometido
a los cambios de presión y temperatura que experimentará durante su transporte por
tuberías superficiales. Los condensados se forman al disminuir la temperatura de un gas
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y/o al incrementar su presión, por lo tanto, el gas se estabiliza eliminando los
componentes que pudieran llegar a condensarse al ser manejado posteriormente.
En esta forma se ajusta su temperatura de rocío a la presión máxima de operación
del gasoducto que lo transportara. Si el gas no es estabilizado, el agua y los
hidrocarburos condensados pueden ocasionar problemas de corrosión,
represionamiento en las líneas e instalaciones, formación de hidratos, incrustaciones de
sales y una disminución en la capacidad de transporte de los gasoductos.
En la práctica, una vez establecido el ritmo de producción, se optimizan las presiones y
número de etapas de separación con el fin de recuperar el mayor volumen de líquidos,
sin descuidar los aspectos de estabilización y compresión del gas.
Debido a la naturaleza multicomponente de los fluidos producidos, conforme más alta
sea la presión a la cual se realiza la primera etapa de separación, se obtendrá una
mayor cantidad de líquido en el separador, pero si esta presión es demasiado alta
muchos componentes ligeros permanecerán en la fase líquida y serán liberados hacia la
fase gaseosa en el tanque de almacenamiento, por otro lado si esta presión es
demasiado baja, muchos componentes no permanecerán estables en el líquido, siendo
liberados y arrastrados por la corriente de gas. Por esto, es muy importante seleccionar
adecuadamente las presiones de separación y el número de etapas, para encontrar un
punto de equilibrio que sea económicamente rentable.
Captación del gas Natural:
Se denomina red de captación al conjunto de todas aquellas cañerías que se utilizan
para la conducción del fluido. Desde el frente de producción hasta la vinculación de las
plantas de tratamiento y/o con el gasoducto de transporte propiamente dicho.
Las redes de captación pueden estar integradas por cañerías de diversos diámetros
aptas para distintas presiones de operación.
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En general es gas natural es captado en tres categorías diferentes, las cuales depende
de la presión que salga de yacimiento. Por lo tanto, la presión a la que el gas es captado
tiene importancia económica, ya que aquel con presiones más bajas necesitara de
compresión.
Las tres categorías son:
• Sistema de captación de baja presión: constituidos por cañerías de mediano y gran
diámetro (6” y 24”). Que vinculan generalmente baterías de petróleo y pozos gasíferos
de presiones dinamicas de reducido valor, con plantas compresoras.
La presión de operación oscila en valores promedios, entre 0 y 8 Kg/cm2.
• Sistema de captación de media presión: la presión de media de trabajo oscila entre 20
y 40 Kg/cm2 y en general vinculan pozos y/o estaciones de separación gas-petroleo,
que operan en esa presión. Con plantas compresoras diseñadas para idéntica presión
de aspiración.
Generalmente se utilizan para estos sistemas, cañerías cuyo diámetro varian de 4” a
10”.
• Sistemas de captación de alta presión: para esto se emplean cañerías que
generalmente van de las 3” y 8” de diámetro, salvo algunas excepciones. Vinculan a
pozos de alta presión con plantas deshidratadoras y/o plantas de tratamientos.
Los valores de esta operación normal pueden considerarse entre un rango de presiones
entre los 70 y 80 Kg/cm2. Los datos de diámetros y presiones que se han considerado
para estos sistemas son informativos, ya que los valores dependen directamente de la
longitud y caudales a transportar.
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Sistemas de captación: centralizados y sectorizados:
- Sistema centralizado: son aquellas redes de capatcion cuyo sistema de baja, media y
alta presión convergen hacia un punto único de compresión y/o tratamiento, desde el
cual se vinculan finalmente al gasoducto.
- Sistema sectorizado: son en donde la cañerías de baja, media y alta presión concurre
a distintas plantas compresoras y/o deshidratadoras, ubicadas en una yacimiento o en
dos o mas yacimientos cercanos, y luego mediante un sistema de alta presión se
vinculan a la planta de tratamiento y/o a la cabecera del gasoducto.
La aplicación de estos sistemas no es fácil, dado que depende de una considerable
cantidad de factores entre los cuales podemos destacar:
A) Característica y extensión del yacimiento.
B) Tipo, cantidad y capacidad de las plantas compresoras a utilizar.
C) Longitudes y diámetros de las cañerías.
D) Volúmenes de gas a captar de los distintos centros de producción.
E) Composición del gas y contenido de impurezas.
Eliminación del condensado en la red de captación:
En este sistema el principal factor que reduce el flujo de gas, es la presencia de líquido
proveniente generalmente de instalaciones productoras de petróleo y en menor grado
de instalaciones de superficie de pozos gasíferos.
En el caso de baja presión se destaca la formación de hidratos o la presencia de
líquidos, en media y alta presión, y más específicamente en este último. El factor
negativo más determinante que influye en el desplazamiento del fluido es el agua en
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estado líquido que en determinadas condiciones de presión y temperatura y en
combinación con algunos componentes del gas natural producen la formación de
hidratos.
Normalmente la primera separación gas – liquido de efectúa en las instalaciones de
separación primarias en superficie, donde se elimina el agua de los hidrocarburos en
estado liquido y a parte de los vapores que condensan por enfriamiento del gas,
producto de la regulación y posterior expansión del gas en el separador.
Se debe tener en cuenta el incremento de temperatura que se otorga en el
calentamiento del gas, dado que si bien esto evita problemas operativos en los sistemas
de regulación. Una temperatura de entrada del gas en los separadores muy elevada
disminuye la cantidad de vapores de condensado, haciéndolo posteriormente en los
conductos de transporte.
Una de las formas de evitar la reducción de eficiencia de la cañería por la presencia de
liquido, es la instalación de reductores y /o purgadores de líquidos ubicados
estratégicamente, en los puntos de mayor posibilidad de acumulación, espacialmente
cuando los terrenos atravesados por las cañerías son accidentados.
En los sistemas de captación modernos se diseñan trampas de escape, que permiten
ingresar dentro de la cañería un dispositivo que produce el desplazamiento de los
líquidos y condensados en el conducto, inclusive partículas solidas, luego son separados
y recuperados en un Slg Catecher en la entrada de la planta compresora o de
tratamiento.
REINYECCIÓN DE GAS EL RESERVORIO.
Inyección de gas (inmiscible):
El gas puede ser inyectado al reservorio de petróleo, no solo para incrementar la
recuperación de petróleo, sino también para reducir la declinación de la tasa de
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producción de petróleo y conservar el gas para venta posterior. La reinyección del gas
natural producido es una técnica que ha sido usada hace más de 80 años.
La inyección de gas para incrementar la productividad del pozo es usualmente
definido como "mantenimiento de presión", pero un proceso para incrementar la
recuperación de petróleo puede ser clasificado como un proyecto de recuperación
mejorada.
El éxito de un proyecto dependerá de la eficiencia con la que el gas inyectado
desplaza al petróleo y de la fracción del reservorio que es barrido por el gas inyectado.
En un reservorio que es delgado y no tiene buzamiento, el gas es usado para
desplazar petróleo de la misma manera que el agua puede ser usada en un patrón de
inyección. Este proceso es denominado "inyección dispersa de gas" y usualmente no
resulta en una alta recuperación, ya que el gas puede canalizar entre el pozo inyector y
productor sin desplazar mucho petróleo. La recuperación de petróleo por inyección de
gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se efectúe a alta presión o
enriquecido con hidrocarburos livianos. La presión requerida para la miscibilidad
depende de la composición del petróleo y el gas inyectado.
Inyección de Gas a alta presión (miscible):
La inyección de gas a alta presión es un proceso miscible, que significa que el gas
inyectado se mezclará con el petróleo del reservorio para formar una fase homogénea
simple. El proceso de recuperación miscible reducirá la saturación residual de petróleo
virtualmente a cero en las partes del reservorio que son barridas por el fluido miscible.
Pobres eficiencias de barrido son comunes, sin embargo los procesos miscibles son
usualmente más costosos que la inyección de agua o inyección inmiscible de gas.
La mínima presión para desplazamiento miscible del petróleo con gas de alta presión
es aproximadamente 3,000 psi; de esta manera la profundidad del reservorio está
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limitada a un mínimo de 5,000 pies. El petróleo del reservorio debe contener suficiente
cantidad de hidrocarburos intermedios (C2-C6) y debe estar substancialmente
bajosaturado con respecto al gas inyectado a la presión de inyección. La gravedad del
petróleo no debe ser menor de 40ºAPI.
La recuperación de petróleo por el proceso de inyección de gas a alta presión es una
función de la presión de inyección. Las altas recuperaciones ilustradas en la literatura
son las obtenidas en el laboratorio pero no son alcanzadas en el campo, debido
principalmente a la baja eficiencia de barrido. Aunque un incremento en la presión
incrementará la recuperación de petróleo, esto incrementará también los requerimientos
del gas y costos de inyección.
Inyección de gas enriquecido:
La inyección de gas enriquecido es otro proceso miscible. El gas natural enriquecido
con hidrocarburos de peso molecular intermedio (C2-C6) es inyectado y los
hidrocarburos intermedios son transferidos desde la fase gas a la fase líquida dentro del
reservorio.
El proceso de gas enriquecido difiere del proceso de inyección de gas a alta presión
principalmente por la forma como los hidrocarburos intermedios son transferidos de una
fase a otra. Esta transferencia es del gas al petróleo en el proceso de gas enriquecido y
del petróleo al gas en el proceso de alta presión. Este proceso puede ser operado a
menores presiones que el proceso a alta presión, pero la cantidad de gas enriquecido
incrementará con una disminución en la presión del reservorio. La mínima presión para
el proceso es de aproximadamente 1,500 a 2,000 psi. Ya que el gas muerto (no
enriquecido) es miscible con el gas enriquecido, el gas enriquecido puede ser inyectado
como un "slug", seguido por gas muerto. Típicas dimensiones de slugs para gas
enriquecido son de 10 a 20% del volumen poroso del reservorio.
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CONCLUSIÓN.
En estos yacimientos los hidrocarburos están en estado gaseoso, por
características específicas de presión, temperatura y composición. El gas está mezclado
con otros hidrocarburos líquidos. Este tipo de gas recibe el nombre de gas asociado.
Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se
condense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de película a las paredes de los
poros queda atrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin
de mantener la presión del yacimiento.
Se debe brindar más apoyo en el estudio y análisis de estos yacimientos, para
poder conocer el comportamiento de presión, producción y parámetros asociados a la
explotación correcta del mismo. Así obtener un mejor ritmo óptimo de producción entre
otras. Pero antes de estos saber a que nos estamos enfrentando como por ejemplo
saber qué tipo de reservas tenemos y el potencial de esa reserva sabiendo que estos
parámetros que consigue con métodos específicos, el más usado aquí en Venezuela es
el método deterministico el cual también se basa en el método volumétrico, se usa por
su mayor confiabilidad y datos más exactos.
Por esta razón, los yacimientos de gas deberían ser tomados en cuenta de una
manera más primordial, pues representa la posibilidad de no depender del petróleo
solamente como fuente de energía principal. Sin embargo, existen pocos estudios al
respecto, debido a que el petróleo ocupa la gran parte del mercado de los hidrocarburos.
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BIBLIOGRAFIA:
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