1.- Propiedades petrofísicas de yacimientos de gas y sus mecanismos de producción.

Para la obtención de éste fluido, se cuenta con diversos mecanismos de producción, como lo son: compresibilidad de la roca y expansión de los fluidos, empuje gravitacional y empuje hidráulico.

Determinación del contenido de agua en el gas natural:Con equipos denominados medidores del punto de rocío. Si, por ejemplo la presión es constante, a medida que se enfría un volumen dado del gas, su capacidad de retención de agua disminuye.

Caracterización del estado gaseoso.Se asume que es un fluido homogéneo, de baja densidad y viscosidad, sin volumen definido y ocupa cualquier espacio en el cual se coloca. Los gases que siguen este comportamiento son los gases ideales, mientras que los gases que no siguen este comportamiento son los gases reales.

Propiedades de los gases.a. Son fáciles de comprimir: se pueden comprimir los gases y para ellos se debe de incrementar la presión, con lo que se reduce el volumen del gas, facilitando con ello el transporte del gas a grandes distancias.b. Se expanden hasta llenar el contenedor o recipiente.

PROPIEDADES PETROFISICAS DE UN YACIMIENTO.

La porosidad : Medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos.

Vt= Volumen total o aparente de la rocaDónde: Vp = Vt –Vs

Se concluye que: porosidad = 1 –Vp/Vs

Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede alcanzar es 1.

Distribución de los poros en las rocas.Las rocas sedimentarias consisten de:1. Granos de materia solida de variadas formas que constituyen lo que se denomina matriz o esqueleto y los cuales están más o menos cementados.2. Espacios vacíos entre los granos, llamados poros, en los cuales se pueden aflojar fluidos como agua o petróleo o gas y además circular en este espacio.

Clasificación de porosidad.La porosidad de una roca puede ser clasificada de dos maneras:

1. Según la comunicación de sus poros.POROSIDAD EFECTIVA: llamada también la porosidad útil, es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de poros conectados entre sí. Es la que se mide en la mayoría de los porosimetros y es en realidad la que interesa para las estimaciones de petróleo y gas en sitio. La porosidad efectiva es una función de muchos factores litológicos como: tamaño de los granos, empaque de los granos, cementación, meteorización, lixiviación, cantidad y clases de arcilla, y estado de hidratación de las mismas.POROSIDAD ABSOLUTA: es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de poros conectados o no entre sí. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y aun no tener conductividad a fluidos debidos a la falta de intercomunicación de los poros.POROSIDAD RESIDUAL: esta porosidad corresponde a la diferencia entre las dos porosidades anteriores.

Porosidad residual = Porosidad absoluta – Porosidad efectiva

2. Según su origen y tiempo de deposición.

POROSIDAD PRIMARIA: es aquella que se desarrolla en el momento de la formación o deposición del estrato. Los poros formados en esta forma son espacios vacíos entre granos individuales de sedimento. POROSIDAD SECUNDARIA: es aquella que se forma posteriormente, debido a un proceso geológico subsecuente a la depositación del material del estrato o capa.POROSIDAD TOTAL: corresponde a los llamados yacimientos de doble porosidad, y no es más que la suma de la porosidad primaria más la porosidad secundaria.

Factores que afectan la porosidad.1. Tipo de empaque: cúbico, ortorrómbico, tetragonal esfenoidal y rombohedral.2. Presencia del material cementantes: compuesto principalmente por sílice, carbonato de calcio y arcilla.3. Geometría y distribución del tamaño de los granos: un sistema compuesto por granos perfectamente redondeados presentara una porosidad mayor que un sistema formado por granos alargados o no redondeados. Los cambios en los granos se deben a procesos de compactación y diagénesis.4. Presión de las capas suprayacentes: la compactación mecánica originada por la presión de sobrecarga, la cual es ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la roca. Mientras mayor la profundidad se origina una reducción en la porosidad.

Permeabilidad .La facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados entre sí.Por lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque esto no siempre aplica. La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia de fallas, grietas u otros defectos estructurales. Algunos ejemplos de roca permeable

son la caliza y la arenisca, mientras que la arcilla o el basalto son prácticamente impermeables. Los factores que influyen en la porosidad efectiva también influyen en la permeabilidad, es decir, el tamaño, la empaquetadura y la forma de los granos, la distribución de los mismos de acuerdo con el tamaño, y el grado de litificación (cementación y consolidación).A la unidad Darcy se lo puede definir: se dice que un reservorio tiene la permeabilidad de un Darcy, cuando un fluido de una sola fase de un centipoise de viscosidad y que llena totalmente el medio poroso, fluye a través de el con una velocidad de 1cm/s y sometido a un gradiente de presión de 1atm/cm.Como el Darcy es una unidad relativamente alta para la mayoría de rocas productoras, la permeabilidad generalmente se expresa en milidarcys (0,001 Darcy).

Tipos de permeabilidad.1. Permeabilidad Absoluta: capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido. 2. Permeabilidad Efectiva: cuando más de una fase se encuentra presente en un medio poroso, la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de cada una de las fases a través de dicho medio poroso se define como permeabilidad efectiva. Dicha permeabilidad es menor que la permeabilidad absoluta.3. Permeabilidad Relativa: es la razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad total. Este tipo de permeabilidad es una función de saturación. Debido a que la sumatoria de permeabilidades efectivas no puede ser mayor que la permeabilidad absoluta, la sumatoria de permeabilidades relativas no puede ser mayor que 1.La permeabilidad relativa depende de las características tanto del medio poroso como de los fluidos que saturan el medio, así mismo el grado de saturación que está presente. Este tipo de permeabilidad se expresa en por ciento (%).

Factores que afectan las mediciones de la permeabilidad.Existen diversos factores que afectan las mediciones de la permeabilidad realizadas en el laboratorio. Cuando se usa un gas como fluido para medir la permeabilidad se deben hacer correcciones por deslizamiento del gas. Cuando es liquido el fluido usado, se debe tener cuidado de que no reaccione con el sólido de la muestra. Por otro lado, como se mencionó anteriormente, en el yacimiento los factores que influyen en la permeabilidad son el tamaño, la empaquetadura y la forma de los granos, la distribución de los mismos de acuerdo con el tamaño, y el grado de litificación (cementación y consolidación).

Saturación de fluidos. Se refiere a cada uno de los fluidos presentes en un punto del yacimiento en determinada proporción respecto al volumen total de los poros. A este valor porcentual lo denominamos saturación del fluido Sw, Sg, y So, siendo:

So + Sg + Sw = 100%Donde: So=Saturación de petróleo, %Sg= Saturación de gas libre, %Sw= Saturación de agua, %

La saturación de petróleo incluye todo el gas disuelto en el petróleo, mientras que la saturación de gas consiste solo de gas libre. Todo reservorio de hidrocarburo contiene algo de agua; sin embargo, a menos que la saturación de agua exceda un valor llamado la saturación critica de agua, la fase agua es inmóvil y no será producida. El agua dentro de los poros es llamada intersticial. El termino agua connata es usado para denotar agua que fue depositada simultáneamente con los sedimentos.Algunos reservorios de petróleo contienen gas libre, ya que todo el gas esta disuelto en el petróleo. Estos reservorios son conocidos como reservorios bajo saturados y la ecuación es la siguiente:

So + Sw= 100%

En un reservorio de gas que no contiene petróleo:Sg + Sw= 100%

El cálculo de saturación de agua innata, la cantidad de agua obtenida en el análisis debe corregirse a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento. Dicha corrección debe hacerse, porque la temperatura del yacimiento y las sales en la solución causan un aumento volumétrico del agua con respecto al volumen determinado en el laboratorio, debido a los efectos de expansión térmica y de solubilidad.Para estimar la cantidad de hidrocarburos presentes en un yacimiento, es necesario determinar la fracción del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes. Donde el volumen poroso ocupado por gas, petróleo o agua es lo que denominamos saturación.

Factores que influyen en la saturación.La saturación de agua connata se correlaciona con:1. La permeabilidad2. El área superficial3. El tamaño de los poros.Es decir, a mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la saturación de agua connata.

Fuerzas capilares Definida como la diferencia de presión que se produce entre dos fases de fluidos inmiscibles en las gargantas polares y que genera contracción de los mismos ocupando la menos área posible por unidad de volumen.En cuanto a la presión capilar en un yacimiento de petróleo es el resultado combinado de los efectos de la tensión superficial e interracial entre: la roca y los fluidos, el tamaño y la geometría de los poros, y la humectabilidad del sistema.

Humectabilidad Es la tendencia de una superficie solida a dejarse mojar preferencialmente por un fluido en presencia de otros fluidos, con los cuales es inmiscible.El fluido que se adhiere sobre la superficie se denomina fase humectante. En yacimientos de hidrocarburos usualmente agua o aceite son las fases humectantes.La humectabilidad de la roca afecta las saturaciones del fluido y las características de permeabilidades relativas de un sistema fluido-roca. Considerando el efecto de la humectabilidad en la distribución de los fluidos es fácil justificar que las curvas de permeabilidad relativa están en función de la humectabilidad.El ángulo de contacto es usado como una medida de la humectabilidad.

Mojabilidad. El único método científico apropiado de medir la mojabilidad es obtener el ángulo de contacto entre dos fluidos y la roca.La mojabilidad es la preferencia de un sólido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro. Una gota de un fluido preferiblemente mojante va a desplazar a otro fluido dispersándose por la superficie, por el contrario, un fluido no mojante formara gotas, disminuyendo su contacto con la superficie del sólido. El equilibrio de estos casos creara un ángulo de contacto entre los fluidos de la superficie, que está determinado por el equilibrio de fuerzas resultante de la interacción de las tensiones internas.

Clasificación en base a la Mojabilidad:1. Mojantes: Son aquellos que tienen la mayor tendencia a adherirse a la roca, por lo general es el agua ya que la mayoría de las rocas de yacimientos son preferencialmente mojadas por agua.2. No mojantes: Los que no se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.

Resistividad Se llama resistividad a la capacidad que una sustancia tiene de resistir o impedir el flujo de una corriente eléctrica, es decir, el grado de dificultad que encuentran los electrones en sus desplazamientos. Un valor alto de resistividad indica que el material es mal conductor.En las rocas de los yacimientos, los minerales sedimentarios que componen la matriz no conducen corriente eléctrica, y por consiguiente, el flujo de corriente está asociado con el agua contenida dentro de los poros.

Factores que influyen en la resistividad.1. Litología: en general, los carbonatos exhiben resistividades más altas que las rocas clásticas debidas mayormente a la geometría de los poros.2. Porosidad: en ambientes someros cerca de la superficie terrestre, la porosidad de las rocas está ocupada por soluciones acuosas que facilitan la conducción iónica.3. Salinidad de las soluciones acuosas: a mayor salinidad de las soluciones, mayor es el contenido de iones que pueden conducir corriente eléctrica.

4. Porcentaje de saturación: si los poros no están ocupados por soluciones acuosas, el medio tendrá una mayor resistividad.5. Temperatura: a mayor temperatura, disminuye la viscosidad de las soluciones acuosas, facilitando la movilidad de los iones y por lo tanto, disminuye la resistividad.6. Presión: para rocas sedimentarias, a mayor presión, aumenta el grado de compactación, disminuyendo la porosidad y aumentando potencialmente la resistividad.

Compresibilidad .La compresibilidad de cualquier material (sólido, líquido o gaseoso) para un intervalo de producción dado y a una temperatura dada es el cambio de volumen por unidad de volumen inicial, causado por una variación de presión que ocurre en el material en cuestión.La compresibilidad de la roca al igual que la de los fluidos es un mecanismo de expulsión de hidrocarburos. Al comenzar la explotación de un yacimiento y caer la presión se expande la roca y los fluidos. La expansión de la roca causa una disminución del espacio poroso interconectado. La expansión de los fluidos tiende a contrarrestar el vaciamiento ocurrido por la producción de fluidos que a su vez causó la caída de presión. Ambos efectos van en la misma dirección, la cual es expulsar fluidos del espacio poroso interconectado.

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN.

Generalmente existe más de un mecanismo responsable de la producción de los fluidos del yacimiento, pero uno sólo será dominante en un determinado intervalo de tiempo, afectando de esta manera la tasa o caudal de petróleo que a su vez afecta el índice de productividad.

Empuje por expansión de los fluidos y reducción del volumen poroso (compactación).

Dado que los depósitos de hidrocarburos se encuentran a grandes profundidades, la presión de sobrecarga de los sedimentos comprime los fluidos contenidos en la roca. Durante la producción de un yacimiento, la presión disminuye, el petróleo y el agua intersticial se expanden, lo que origina un flujo de petróleo hacia los pozos. Esto ocasiona una reducción en el volumen poroso, lo cual ayuda a la expulsión de los fluidos. Este mecanismo está presente en todos los yacimientos. El factor de recobro estimado está en el orden del 5% del petróleo original en sitio.

Empuje por gas en solución.Ocurre a presiones menores a la presión de burbujeo. A medida que se va produciendo el yacimiento ocurre una disminución de presión, que origina una expansión de los fluidos, liberándose los hidrocarburos livianos disueltos en el petróleo y ocupando el lugar del fluido producido. El recobro de este empuje puede alcanzar hasta un 30%.

Empuje por capa de gas.Son yacimientos saturados, cuyos fluidos (petróleo y gas) están uniformemente distribuidos, y la presión es menor o igual que la de burbujeo. Bajo estas condiciones

existirá una capa de gas encima de la zona de petróleo, la cual se expandirá, desplazando el petróleo hacia los pozos productores. Se da también, en aquellos yacimientos que forman una capa de gas secundaria al segregarse el gas que ha salido de la solución. El factor de recobro está comprendido entre un 25% y 50%.

Empuje hidráulico.En este caso en la energía del acuífero que se encuentra en el yacimiento la que efectúa el empuje del petróleo hacia los pozos productores. Ocurre cuando existe asociado a la zona de petróleo una porción de roca con una alta saturación de agua. Es el mecanismo de producción más eficiente, superando en algunos casos el 50% de recobro del POES.

Empuje por gravedad.Ocurre únicamente bajo condiciones especiales, en las cuales el yacimiento tiene un alto buzamiento y favorece la segregación por gravedad del petróleo y gas. Esta segregación es un flujo contra corriente, donde el gas migra hacia la parte alta de la estructura, separándose del líquido por diferencia de densidad. Con el tiempo y dependiendo del volumen del yacimiento es posible que se forme una capa de gas secundaria en el tope de la estructura, ayudando el drenaje total del yacimiento.

Mecanismos que actúan en los Yacimientos de Gas.Actúan tres mecanismos, los cuales son: empuje por expansión de los fluidos y reducción del volumen poroso (compactación), empuje hidráulico y empuje por gravedad; debido a que el mayor porcentaje de fluido encontrado en el yacimiento, es gaseoso, y los mecanismos restantes se observan en yacimientos petrolíferos (donde se encuentra mayor volumen de petróleo con respecto a los demás fluidos).Se debe de conocer la composición del gas a producir para tener los componentes más adecuados para su explotación, tratamiento y comercialización.

*Diferencia entre mojabilidad y humectabilidad? // Es lo mismo: son propiedades de las rocas. Un yacimiento puede ser mixto: parte oleófila parte hidrófila (Sílice, cuarzo: atrae el petróleo = oleófila)*Resistividad=opuesto a la conductividad // Yac de agua = +conductividad; -resistividadYac de gas = - conductividad; + resistividad*Mecanismos en Yac de gas = Expansión: 90%; Reducción del volumen poroso; Empuje hidráulico (eficiencia baja: diferencia de densidad)*Gas = expansible (- presión / condiciones normales): Compresible (+ presión / en yac)*Quema de gas? = Siempre habrá quema de gas porque existe gas en solución, y se realiza con objeto de despresurizar.*Porosidad y Permeabilidad en un yac de gas = no tiene nada que ver porque son propiedades de roca, no de fluidos (depende de la profundidad)*Permeabilidad usada como Ing. de Petróleo? = EfectivaCond de Presión = Yac subsaturado (no existe fase gaseosa, solo liq fluyendo) KabsYac saturado (2 fases) Kefect*Presión capilar: contacto entre fluidos inmiscibles cuando está en un medio poroso*Compresibilidad: cambio de volumen con presión

2. Yacimientos de gas y comportamiento de fases

Conceptos Básicos•Curva de sublimación: representa la separación entre el estado sólido y el gaseoso, en ella a determinadas condiciones de presión y temperatura coexisten en equilibrio sólido y gas.•Curva de fusión o derretimiento: representa el lindero entre el estado sólido y líquido y en ella coexisten en equilibrio sólido y líquido a determinadas condiciones de presión y temperatura.•Curva de punto de burbujeo/punto de rocío: separa los estados líquido y gaseoso. Representa las presiones y temperaturas de saturación donde líquido y gas coexisten en equilibrio. A estas condiciones aparecen las primeras burbujas de gas en un líquido puro o las primeras gotas de líquido aparecen en un gas puro. Solo para un sistema monocomponente el punto de burbujeo y el punto de rocío son idénticos.•Punto triple: es el punto de corte o intersección de las tres curvas mencionadas anteriormente y corresponde a las condiciones de presión y temperatura en las cuales coexisten en equilibrio los estados sólido, líquido y gaseoso. •Punto crítico: es donde finaliza la curva de punto de burbujeo/punto de rocío, las condiciones de presión y temperatura correspondientes a este punto se les denominan presión y temperatura crítica.•Temperatura crítica: temperatura encima de la cual el gas no puede ser licuado, sin considerar la presión aplicada.•Presión crítica: es la mínima presión de licuefacción del gas a la temperatura crítica.

Factores físicos que controlan el comportamiento de fases.Cuatro factores físicos controlan el comportamiento de fases de mezcla de hidrocarburos: la presión, atracción molecular, energía cinética y repulsión molecular.La presión y la atracción molecular tienden a confinar las moléculas, así que mientras mayores sean estas fuerzas, mayor será la tendencia de los hidrocarburos a aumentar su densidad. Las fuerzas de atracción molecular son directamente proporcionales a la masa de las moléculas e inversamente proporcionales a la distancia de las mismas.La energía cinética y la repulsión molecular tienden a dispersar las moléculas. A elevada temperatura mayor es la tendencia a separarse las moléculas produciendo la reducción de la densidad, como es el caso cuando un líquido se gasifica o un gas se expande.

Sistema MonocomponenteUn típico diagrama de fase de una sustancia pura está dividido en regiones en las cuales solo una fase simple puede existir a determinada presión y temperatura.

Sistema BinarioCuando un segundo componente se agrega a un sistema, el comportamiento de

fases es mucho más complejo. Para un sistema binario o de multicomponentes, las curvas de punto de burbujeo y punto de rocío no coinciden en sus trazados y ellas varían con composición.

En el diagrama Presión – Temperatura se obtiene lo siguiente:La curva AC representa la curva de puntos de burbujeo y la curva BC representa la

curva de punto de rocío, la intersección de ambas curvas en el punto C es el punto crítico. La curva ACB se denomina, curva envolvente del sistema.

Si el sistema original se encuentra a las condiciones señaladas en el punto I y es comprimido isotérmicamente a una temperatura inferior a la crítica, siguiendo el camino IM, ocurren los siguientes cambios de fase: en estado original es vapor o gas; en el punto de rocío J comienza a formarse líquido y en el paso de J a L mas líquido se forma hasta llegar al punto de burbujeo L, en el cual el sistema es esencialmente líquido y solamente una cantidad de vapor infinitesimal; en el punto M el sistema está en estado líquido.

Puede existir líquido encima de la temperatura crítica. La máxima temperatura a la cual puede existir líquido se denomina Punto Cricondentérmico. También puede existir vapor por encima de la presión crítica y a la máxima presión que puede existir vapor se le denomina Punto Cricondenbárico.

Sistemas MulticomponentesEl componente de fases de sistemas multicomponentes de hidrocarburos en la

región líquido – vapor es similar al de un sistema binario y el diagrama de presión –

temperatura de un sistema multicomponente también es similar al que se usa para el sistema binario. En cualquier caso, la magnitud del área cubierta por la curva envolvente del sistema está relacionada a la amplitud de las temperaturas críticas de los componentes.

Las curvas envolventes de fases para fluidos típicos del yacimiento, desde el gas hasta el petróleo crudo, se muestran comparativamente en la figura 4.

YACIMIENTOSLa ubicación del punto crítico en la curva envolvente de las fases es un factor que

determina el tipo de fluido en el yacimiento. El promedio del peso molecular de estos sistemas aumenta desde el gas hasta los petróleos crudos.

La línea vertical en la figura 4, representa la temperatura del yacimiento para todos los hidrocarburos del sistema mostrado, suponiendo que la temperatura del yacimiento (Ty) no cambia durante la explotación del yacimiento, etapa en la cual la presión disminuye desde su condición original (Pi) debido al agotamiento natural ocasionado por la producción de los fluidos. De acuerdo a esto se tiene lo siguiente:

Para el yacimiento de gas, la temperatura crítica es menor que la temperatura del yacimiento y la curva envolvente del sistema, está ubicada completamente a la izquierda de la línea isotérmica del yacimiento. Así que no importa la presión que exista, solamente existirá gas en el yacimiento, en cualquier momento de la etapa de explotación. Un yacimiento de gas puede producir hidrocarburos líquidos pero esto se debe a la condensación en el hoyo y en la superficie pero no a condensación en el yacimiento.

Para el yacimiento de gas condensado, la temperatura crítica también es más baja que la temperatura del yacimiento. La presión inicial (Pi) está por encima del punto superior de rocío, así que el fluido inicialmente existe en el yacimiento en forma de una fase sencilla de vapor. Sin embargo debido a que la curva envolvente de la fase es cortada por la línea isotérmica del yacimiento, ocurrirá la condensación retrógrada en el yacimiento si la presión decae por debajo del punto superior de rocío.

Clasificación de los Yacimientos en base a los Hidrocarburos que contienen.Dependiendo del estado en que se encuentre inicialmente la mezcla de hidrocarburos

en el yacimiento, en forma general, se pueden clasificar en yacimientos de gas y yacimientos de petróleo.

Los yacimientos de gas se subdividen de la siguiente manera: Yacimiento de gas seco

Yacimiento de gas húmedo Yacimiento de gas condensado

Yacimientos de Gas Seco.Los yacimientos de gas seco contienen principalmente metano con pocas

cantidades de pentano y posiblemente muy pequeños porcentajes de otros componentes de hidrocarburos más pesados. Debido al alto contenido de componentes volátiles del gas seco, la condensación del líquido solo se alcanza a temperaturas bajo 0°F, es decir por medio de procesos criogénicos.

La temperatura de los yacimientos de gas seco es mayor que la temperatura cricondentérmica, y ni a las condiciones de yacimiento ni a las de superficie entra en la región de dos fases durante el agotamiento de presión del yacimiento por lo que la mezcla de hidrocarburos se encuentra siempre en fase gaseosa. Poseen alta energía cinética de sus moléculas y baja atracción de las mismas.

FIGURA 5. DIAGRAMA DE FASE DE UN GAS SECO

Tanto a condiciones de yacimiento durante la etapa de explotación (línea isotérmica AB) como a condiciones de superficie (separadores) el sistema se encuentra en estado gaseoso (fuera de la línea envolvente).

Yacimiento de Gas Húmedo.Un gas húmedo normalmente contiene más componentes de hidrocarburos más

pesados. En la figura 6. Se observa lo siguiente:

FIGURA 6. DIAGRAMA DE FASE DE UN GAS HUMEDO

La temperatura del yacimiento (en condiciones iniciales el punto A) excede el punto cricondentérmico, de modo que en este caso durante la explotación del yacimiento (reducción de presión siguiendo la línea isotérmica AB), el fluido en el yacimiento siempre permanecerá en estado gaseoso, como una sola fase.

Las condiciones de presión y temperatura en la superficie, es decir a nivel de los separadores, se encuentra en la región de dos fases, de modo que una fase líquida se condensará a medida en que el fluido es transportado hasta el separador, siguiendo el comportamiento señalado con la línea A- separador.

El término húmedo proviene de que las condiciones de separación en superficie la mezcla cae en la región de dos fases generando relaciones gas – líquido mayores de 15000 PCN/BN. Entre los productos líquidos producidos en esta separación se tienen, butano y propano.

Los gases húmedos difieren de los gases condensados en lo siguiente: No ocurre condensación retrógrada durante el agotamiento de presión. Tiene menos cantidad de componentes pesados. La cantidad de líquidos condensados es menor.

Yacimiento de Gas Condensado.La composición de la mezcla de hidrocarburos de un yacimiento de gas

condensado sigue siendo predominante el metano, como en el caso de yacimientos de gas seco y húmedo, aunque la cantidad relativa de hidrocarburos pesados es considerablemente mayor. Un gas condensado es un gas con líquido disuelto.

La mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentre en fase gaseosa o en el punto de rocío. La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la cricondentérmica de la mezcla.

Un gas condensado presenta condensación retrograda isotérmica en un rango de temperaturas de (200° - 400°F) y presiones (3000 – 8000lpc) normales en yacimientos.

FIGURA 7. DIAGRAMA DE FASE DE UN GAS CONDENSADO

El diagrama de fase típico de yacimiento de gas húmedo señalado en la figura 7, en la cual las condiciones de yacimiento se indican con la línea AE. La presión del yacimiento inicialmente está por encima de la presión de rocío correspondiente a la temperatura del yacimiento.

Cuando el yacimiento se encuentra en el punto A solo existe una fase, a medida que la presión del yacimiento declina durante el proceso de explotación, la condensación retrógrada tiene lugar en el yacimiento. Cuando la presión alcanza el punto B en la curva del punto de rocío el líquido comienza a formarse y a medida que la presión del yacimiento sigue disminuyendo del punto B hasta D la cantidad de líquido incrementa. Son los componentes más pesados los que comienzan a condensar cuando la presión declina isotérmicamente a lo largo de la línea B-D, por esta razón es preferible mantener las condiciones iniciales de presión de un yacimiento de gas condensado para guardar las fracciones de líquido disueltas en el gas hasta que alcancen la superficie. La máxima cantidad de líquido ocurre en el punto D. La posterior reducción de presión causa la revaporización del líquido. En su camino hacia el tanque de almacenamiento el condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura y penetra rápidamente en la región de dos fases para llegar a la superficie con las siguientes características: relación de Gas-Condensado (RGC) mayor que 3200 PCN/BN, Gravedad API del condensado entre 40 – 60°, el contenido de metano del gas condensado es mayor o igual a 60% y el C7+ menor o igual al 12.5% y el color del condensado es amarillo – claro. Entre más rico en componentes pesados (C5+) sea el gas condensado menor es la RGC y la gravedad API, además el color se torna oscuro.

Condensación y Vaporización. Cuando en un yacimiento de gas condensado se produce una reducción

isotérmica de la presión y se cruza la curva de rocío, se entra en la región de dos fases, ocurriendo la llamada condensación retrógrada de las fracciones pesadas e intermedias. Estas fracciones se depositan como líquido en los canales porosos más pequeños de la

roca; los hidrocarburos así depositados no logran fluir hacia los pozos ya que raramente se alcanza saturación crítica del líquido. El efecto dañino de permitir la condensación retrógrada, tiene el agravante de que lo que se deposita son las fracciones más pesadas de la mezcla, por lo tanto, no solo se pierde la parte de mayor valor en el yacimiento, sino que el fluido que se continúa extrayendo se empobrece en tales fracciones.

La pérdida de condensado retrógrado es mayor cuando: la temperatura del yacimiento es baja (menor a 250°F), presión de abandono alta (mayor a 1000lpc) y cuando el diagrama de fase se desplaza mucho hacia la derecha, debido a los cambios de composición de la mezcla.

El condensado retrógrado atrapado en un yacimiento puede recuperarse por revaporización inyectando gas natural a alta presión.

*Condensación retrograda solo ocurre en yacimientos de gas condensado*Numero de clase / Fase = Liq-gas (evaporizacion)/Gas-liq (condensacion); Sol-liq (fusion)/Liq-sol (congelación, solidificacion); Sol-gas (sublimación)/Gas-sol (*Que es lo más común que ocurre en un yacimiento? = Declinar la presión, proceso isotérmico*Por qué la curva tiende más a la derecha de gas a petróleo? = porque requiere mayor temperatura*Por qué no es beneficioso la condensación retrograda? = los líquidos se condensan y es difícil de remover*Fuerzas que actúan en un yacimiento? = *Fuerzas que deben dominar en un yacimiento de gas? = fuerzas capilares: intentan retener los fluidos en el medio poroso. Los fluidos se mueven de mayor a menor presión

Pcapilar = Pfase no mojante – Pfase mojante*Métodos para calcular volúmenes de gas (reservas)? = Método volumétrico, balance de materiales

3. Pruebas PVT en yacimientos de gas condensado

INTRODUCCIONUn gas condensado es un fluido monofásico en condiciones de yacimiento originales. Los tres parámetros básicos: Presión, volumen y temperatura (PVT) son los que gobiernan fundamentalmente el comportamiento de producción de un yacimiento de gas condesado volumétrico.De aquí provienen las incertidumbres con respecto al comportamiento de cada uno de estos parámetros en función al tiempo de producción del yacimiento.A partir de esto es que se evaluara la importancia de las pruebas PVT para análisis de comportamiento del yacimiento, toma de muestra de los fluidos en conjunto a las pruebas realizadas en laboratorio y la validación de los resultados; ¿el por qué deben ser representativos y consistentes?

1. Pruebas PVT para yacimientos de gas condensado.

Un gas condensado es un fluido monofásico en condiciones de yacimiento originales. Está compuesto principalmente de metano [C1] y de otros hidrocarburos de cadena corta, pero también contiene hidrocarburos de cadena larga, denominados fracciones pesadas. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases, una gaseosa y otra líquida.Los tres parámetros básicos: Presión, volumen y temperatura (PVT) son los que gobiernan fundamentalmente el comportamiento de producción de un yacimiento de gas condensado volumétrico.El análisis PVT consiste en simular en el laboratorio el agotamiento depresión (depleción) de un yacimiento volumétrico e isotérmico, describirá y simulará correctamente el comportamiento del fluido del yacimiento cuando la muestra sea representativa del fluido original. En las pruebas PVT intervienen diversos factores que se deben tomar en cuenta y que serán descritos a continuación.

1.1. Tipos de separación gas-líquidoLas técnicas de laboratorio usadas para obtener el comportamiento PVT deben simular los tipos de separación gas-líquido que ocurre durante la producción de gas condesado desde el yacimiento hasta los separadores. Dos tipos de separación se pueden presentar: Diferencial e instantánea (flash).1.1.1. Separación DiferencialPor definición, separación diferencial es aquella donde la composición total del sistema varía durante el proceso. El gas que se produce en cada paso de presión es removido parcial o totalmente del contacto con el condensado retrogrado. La figura siguiente se ilustra un proceso de separación diferencial isovolumétrico. El dicho proceso consiste en adicional a una celda de laboratorio una cierta cantidad de gas condensado a una presión mayor o igual a la de rocío (Pi≥Proc) y a una temperatura determinada T. Se expande el gas hasta llegar a una presión P2 (P2<P1) y luego se retira gas por el tope a P2

constante hasta lograr el volumen inicial. Si P2 cae por debajo de la presión de rocío, ocurre lo que llamamos condensación retrógrada, el líquido formado se acumula en la parte inferior.La presión se sigue disminuyendo a volumen constante (gas + liquido) hasta alcanzar el punto de presión de abandono.

1.1.2. Separación Instantánea Flash).En la separación instantánea todo el gas permanece en contacto con el líquido, lo que significa que la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. Esta separación consiste en la disminución de presión durante el proceso y se obtiene retirando el pistón de la celda, este gas removido permanecerá en contacto con el líquido.

Más líquido se condensa en la separación instantánea que en la diferencial debido a que en la separación instantánea permanece mayor cantidad de gas en el sistema del cual más y más componentes pesados se pueden condensar al disminuir la presión.El proceso de separación gas-liquido en el yacimiento depende de la saturación de condensado retrógrado. Al disminuir la presión del yacimiento por debajo de la presión de rocío, el líquido condensado permanece inmóvil en contacto con el gas hasta alcanzar una saturación mayor que la crítica. El gas remanente se moverá hacia los pozos de producción y la composición del sistema gas-liquido estará cambiando continuamente. Bajo estas condiciones el PROCESO DE SEPARACIÓN SERA TIPO DIFERENCIAL con la fase liquida inmóvil y la gaseosa moviéndose continuamente.En las tuberías de producción, líneas de flujo y separadores, las fases gas y líquido se mantienen en contacto, sin cambio apreciable de la composición total del sistema, y en agitación permanente lo cual permite el equilibrio entre las fases. Bajo estas condiciones el PROCESO DE SEPARACION ES TIPO INSTANTÁNEO (FLASH).

2. Toma de muestra.

Las muestras deben ser tomadas en los primeros días de producción antes de que ocurra una significativa caída de presión del yacimiento, o al menos cuando la presión sea mayor o igual a la de rocío de la mezcla de hidrocarburos original. Una vez que la presión haya declinado por debajo de la presión de rocío, ya no es posible conseguir muestras que representen el fluido original del yacimiento.Si la muestra se toma cuando P(yac) < Proc (rocío) puede ocurrir lo siguiente:a. Si el condensado retrogrado es inmóvil, la muestra presenta una composición menos rica en componentes pesados (C2+) que la original del yacimiento y la presión de rocío medida es igual a la presión actual del yacimiento.b. Si el condensado retrogrado ha alcanzado movilidad, la muestra resultante después de la combinación daría una presión de rocío mayor que la presión actual del yacimiento y podría hasta ser mayor que la presión original del yacimiento. La muestra presenta un contenido de líquido mayor que el original y no es representativa.

Para poder realizar la toma de muestra hay que tener en consideración ciertas recomendaciones con respecto a la escogencia del pozo de prueba, las cuales se mencionan a continuación:-La producción del pozo debe ser estable antes del muestreo.-Debe tener un alto índice de productividad (bajo drawdown) de tal manera que la presión alrededor del pozo sea la más alta posible.-Debe ser un pozo nuevo y presentar poca formación de líquido en el fondo.-La RGC y la gravedad API del condensado deben ser representativas de varios pozos.-No debe producir agua libre. En caso de que el pozo de prueba esté produciendo agua se recomienda tomar la muestra en un separador trifásico.-En yacimientos de gas condensado con zona de petróleo negro, los pozos de prueba deben estar retirados del contacto gas-petróleo para minimizar cualquier efecto negativo de la producción de petróleo sobre la prueba PVT del gas condensado.-No debe sufrir procesos de conificación de petróleo o agua.

Una vez que el pozo ha sido seleccionado debe ser apropiadamente preparado para el muestreo. El factor más importante para un buen muestreo es la ESTABILIZACIÓN. Esto implica que el pozo debe tener presiones de cabezal y fondos estables, lo mismo que tasas e producción de gas y líquido.El acondicionamiento de los pozos de muestreo consiste en ponerlos en producción a una tasa estabilizada tan baja como sea posible con el fin de generar pequeñas diferencias de presión (Py-Pwf, pressure drawdown) y aumentarla presión de fondo fluyente con el fin de reducir la condensación retrograda cerca del pozo. La distribución de presión en un yacimiento sub-saturado a dos tasas de producción q2 y q1, se observa que al reducir la tasa de flujo de q1 a q2 se logra aumentar la presión de fondo fluyente a un valor superior a la presión de rocío y eliminar la condensación retrograda alrededor del pozo. A una tasa q2 el gas condensado que fluye al pozo es representativo del original del yacimiento. En el caso de yacimientos saturados por más que se reduzca la tasa de producción no se logra alcanzar que la presión de fondo fluyente sea igual o mayor a la de rocío. Es deseable, pero no siempre se consigue, que bajas tasas de flujo produzcan pequeños gradientes de presión alrededor del pozo, de tal manera que al aumentar la presión de fondo fluyente se produzca revaporización total o parcial del líquido acumulado en el pozo. Sin embargo, si un pozo ha estado produciendo a una tasa estable no muy alta, entonces es preferible tomar las muestras a esta tasa que ajustarlas a valores bajos.En yacimientos de baja permeabilidad, si la tasa de flujo es cambiada, se puede necesitar hasta tres meses para estabilizar el pozo, dependiendo de la permeabilidad de la formación.

2.1. Tipos de MuestreoLa obtención de una muestra representativa de los fluidos de un yacimiento de gas condensado es considerablemente más difícil que la de un yacimiento de petróleo negro. La razón principal de esta dificultad es la posible formación de condensado retrogrado durante el proceso de muestreo. Dependiendo del lugar donde se tomen las muestras, éstas se pueden clasificar en la forma siguiente:

2.1.1. Muestras de Superficie (recombinadas de separador)Las muestras de gas y líquido son tomadas del separador de alta, después de largos periodos de flujo estabilizado. Durante la prueba de flujo se debe medir las tasas de gas y condensado en forma precisa. Estas muestras se deben recombinar en la misma proporción de las tasas de flujo o de la relación gas-condensado (liquido) medida en el separador.La Compañía de Francesa de Petróleo (Total) presenta las siguientes recomendaciones para las muestras de superficie:-Las muestras de gas y condensado deben ser tomadas simultáneamente.-El separador debe estar operando a condiciones estabilizadas de presión, temperatura y flujo.-Determinar con mucha precisión las condiciones del separador durante la toma de las muestras (P, T, RGC, qo y qg).-Para el muestreo de gas se recomienda llenar un cilindro evacuado.-Para el muestreo de líquido se recomienda usar la técnica de desplazamiento (la muestra de líquido desplaza al fluido del cilindro).-Las muestras deben ser tomadas en el separador de mayor presión, no en el tanque. La relación gas-condensado se mide entre el gas del separador de prueba y el líquido de tanque. Este último valor se corrige tomando en cuenta el factor de merma del líquido al pasar del separador al tanque.

Este tipo de muestreo es el MÁS RECOMENDADO EN LA PRÁCTICA porque evita la contaminación de la muestra con los líquidos (agua, condensado retrogrado, etc) acumulados en el fondo del pozo.

2.1.2. Muestras de CabezalSi se está produciendo un fluido monofásico a condiciones del cabezal del pozo, se puede tomar la muestra directamente en el cabezal. La muestra se hace fluira un cilindro o a un pequeño separador portátil.

2.1.3. Muestra de FondoConsiste en bajar al fondo del pozo una herramienta (muestreador) de unos 6 pies de longitud y 1 ½ pulgadas de diámetro que tiene una cámara (600-700cc) donde se acumula la mezcla de hidrocarburos a la presión y temperatura del punto de muestreo. Se recomienda tomar la muestra con el pozo fluyendo a una baja tasa de flujo estabilizada. La presión de fondo fluyente en el punto de muestreo debe ser mayor que la presión de rocío de tal manera que el fluido se encuentre en una sola fase. Se deben tomar por lo menos 3 muestras.A todas las muestras se les debe determinar en el campo la presión de saturación a la temperatura atmosférica y la diferencia entre ellas no debe ser superior a 30 lpc.El mejor lugar de muestreo es el punto más profundo en el pozo por donde pase el fluido que viene de la formación. Si el pozo produce agua, se debe chequear el nivel de agua y/o de líquido en el pozo con un registrador continuo de presión de la columna de fluido. La muestra de gas condensado debe tomarse justo encima de la interface.

3. Pruebas PVT de laboratorio.El equipo de laboratorio usado en estudios PVT de condensado difiere del usado en estudios PVT de petróleo negro por dos razones:- La presión del punto de rocío de la mayoría de los sistemas de condensado no puede ser detectada por un cambio brusco en la relación presión- volumen del sistema.- La fase liquida constituye una pequeña parte del volumen de la celda. Por lo tanto es necesario tener métodos más precisos de medir pequeñas cantidades de líquido. Una de las celdas más usadas en los estudios PVT de gas condensado es la de ventana de vidrio que permite visualizar el punto de rocío y la formación de líquido por disminución de presión.

3.1. RecombinaciónLas muestras de gas y líquido tomadas del separador de alta presión deben ser recombinadas a las mismas condiciones de presión y temperatura del separador para obtener un fluido que sea representativo del yacimiento. Las muestras de fluido tomadas a

diferentes condiciones se deben descartar porque al recombinarlas no representan el fluido original del yacimiento.

3.2. ComposiciónEn la determinación de las composiciones de las muestras de gas y líquido se usan las técnicas de: Cromatografía, destilación, destilación simulada por cromatografía y/o espectrometría de masas.La muestra recombinada en el laboratorio se le determina también su composición total. Esta debe ser comparada con la composición de la mezcla gas- líquido obtenido matemáticamente en base a los datos del separador y de acuerdo al procedimiento de recombinación matemática.

3.3. Prueba CCE (Constant Composition Expansion)Después de cargar la celda con una muestra recombinada representativa de los fluidos del yacimiento, se calienta a la temperatura del yacimiento y se comprime desplazando el pistón en la celda hasta alcanzar 500 a 1000 lpc por encima de la presión del yacimiento.El contenido de la celda es expandido a composición constante hasta una presión de 500 a 200 lpc por debajo de la presión inicial retirando el pistón. Se agita la celda y se permite un tiempo suficiente para que ocurra equilibrio. Luego se repite el procedimiento anterior como se observa en la siguiente figura.

La presión de rocío se determina visualizando el momento en que empieza a formarse la condensación retrograda. En este punto se observa el enturbamiento (neblina) de la fase gaseosa, el cual desaparece al poco tiempo cuando las gotas de líquido se segregan hacia la parte inferior de la celda. Durante el proceso de expansión no se retira gas de la celda.

3.4. Prueba CVD (Constant Volume Depletion)Generalmente consiste en una serie de expansiones y desplazamientos a presión constante de la mezcla recombinada, de tal manera que el volumen de gas + liquido acumulado en la celda permanece constante al finalizar cada desplazamiento, como se observa en la siguiente figura.

El gas retirado a presión constante es llevado a un laboratorio de análisis donde se mide su volumen y se determina su composición. Los factores de compresibilidad (Z) del gas retirado y de la mezcla bifásica (gas+ líquido) remanentes en la celda y el volumen de líquido depositado en el fondo de la celda se deben determinar a cada presión.Este proceso es continuado hasta alcanzar la presión de abandono, a ese momento se analizan las fases liquida y gaseosa remanentes en la celda. Un balance molar permite comparar la composición del fluido original con la calculada en base a los fluidos remanentes y producidos, lo cual a su vez permite observar si las medidas son exactas.La principal desventaja de este método es lo pequeño de la muestra recombinada inicial, de tal manera que un error de medida en las muestras de gas y líquido introduce errores muy grandes en la extrapolación de los resultados de laboratorio al campo.

3.5. Prueba de SeparadorSon pruebas de liberación instantánea que se realizan en un separador en el laboratorio con el objeto de cuantificar el efecto de las condiciones de separación (P, T) en superficie sobre el rendimiento de líquido y sus propiedades (RGC, °API,…). Al variar la presión del separador se puede obtener una presión óptima que genere la mayor cantidad de condensado en el tanque. La muestra de gas condensado saturada a la presión de rocío es pasada a través de un separador y luego expandida a presión atmosférica. La presión optima de separación es aquella que produce la mayor cantidad de líquido en el tanque, la menor RGC y mayor gravedad API del condensado; es decir, estabiliza la mayor cantidad de gas en fase liquida.

4. Validación de Resultados.

El proceso simulado en el laboratorio es igual al que ocurre durante la depleción de un yacimiento volumétrico de gas condensado, del cual se produce únicamente la fase gaseosa y el líquido retrogrado queda retenido en el yacimiento. La suposición de que el condensado es inmóvil se justifica debido a que en la mayoría de los casos la saturación de líquido en el yacimiento por condensación retrógrada solo alcanza 10- 15% y la saturación critica de condensado para areniscas en del orden de 30%.Sólo en los alrededores de los pozos de producción donde ocurre una elevada caída de presión puede aumentar la saturación de condensado a valores (30-40%) mayores que la saturación crítica y por tanto puede ocurrir flujo bifásico: gas- líquido. Pero debido a que esto sólo ocurre en una pequeña porción del yacimiento, el volumen de condensado móvil es muy pequeño en comparación al inmóvil que queda retenido en los poros.Las limitaciones de las pruebas de laboratorio son:- El proceso de separación diferencial isovolumétrico de las pruebas de laboratorio no simulan la producción de condensado retrogrado del yacimiento, la cual puede ocurrir en yacimientos de gas condensado rico (alta condensación retrógrada).- Es bastante difícil tomar una muestra representativa del fluido original del yacimiento.- La extrapolación de resultados de laboratorio al campo debe hacerse con mucho cuidado debido a que pequeños errores en las pruebas producen graves errores en la predicción del comportamiento de yacimientos de gas condensado.- No siempre es posible determinar experimentalmente el efecto de la presión y temperatura sobre las propiedades y volúmenes de las fases a presiones bajas a las cuales trabajan los separadores. Limitaciones en cuanto al tamaño de las celdas PVT que imposibilitan expandir el sistema gas- condensado a presiones del orden 250 lpc ya que el volumen de líquido es tan pequeño que impide su medida adecuadamente, sobre todo en gases condensados pobres.Los resultados que se obtienen de estas pruebas muestran un resumen de la información de campo y composición del gas. La siguiente figura da ejemplo a resultados obtenidos por una prueba de recombinación.

- Análisis composicional de los fluidos separados y del yacimiento incluyendo peso molecular y densidad de los heptanos y componentes más pesados (o en general del seudocomponente más pesado).- Comportamiento isotérmico presión- volumen (P-V) a temperatura constante del yacimiento. Determinación del punto de rocío.- Agotamiento isovolumétrico e isotérmico de presión del fluido de yacimiento incluyendo el análisis composicional del gas producido a varias presiones de agotamiento.- Determinación del GPM (riqueza, gals. Liq./MPCN de gas) del gas producido a las presiones de agotamiento.- Variación del porcentaje de condensado retrógrado con presión.- Factores de compresibilidad del gas producido y de la mezcla remanente en la celda.- Factores volumétricos del gas condensado.- Optimización de presiones de separación instantánea gas- liquido de pruebas de separadores.Los resultados de los análisis PVT son fundamentales en la realización de diferentes tipos de cálculos, entre los cuales podemos mencionar:- Estudios de balance de materiales composicional.- Simulación composicional de yacimientos.- Diseño óptimo de sistemas de separación superficial para obtener el máximo rendimiento de líquido.- Diseño de proyectos de reciclo (o ciclaje) de gas.- Presión óptima de mantenimiento para impedir la condensación retrograda en el yacimiento.- Cálculo de las constantes de equilibrio cuando se conocen las composiciones de las fases gas y líquido.- Análisis nodal composicional.

La validación de las pruebas de laboratorio PVT para sistemas de gas condensado incluye desde la revisión de la representatividad de la muestra hasta la comprobación de que no hay errores de consistencia en los resultados de laboratorio.Un análisis PVT debe ser REPRESENTATIVO Y CONSISTENTE para poder ser utilizado en estudios integrados de yacimientos de gas condensado. Si un análisis PVT es consistente pero no representativo puede ser usado en la elaboración de correlaciones y en ajustes de ecuaciones de estado.

4.1 Representatividad de las muestrasConsiste en chequear si la muestra de gas condensado es representativa del fluido original existente en el yacimiento. Con este fin se debe comprobar que:- Tlab= Tyac. La temperatura a la que fue realizada la prueba en el laboratorio debe ser igual a la del yacimiento o a la de la zona (profundidad) donde se tomó la muestra.- La relación gas condensado de la muestra recombinada (PCN/BN) debe ser similar a la inicial de las primeras pruebas de producción del yacimiento o de la zona donde se tomó la muestra.

- La prueba CCE debe mostrar punto de rocío, si muestra punto de burbujeo, el yacimiento es de petróleo volátil o la muestra estaba contaminada con líquido y no es representativa.- El pozo produjo estabilizadamente antes de la toma de la muestra.- La presión y la temperatura del separador debieron permanecer constante durante las tomas de las muestras de gas y líquido.

4.2 Consistencia de los resultadosConsiste en chequear que los resultados experimentales d las pruebas no tiene errores de medición.

CONCLUSIONEl análisis PVT consiste en simular en el laboratorio el agotamiento de presión (depleción) de un yacimiento volumétrico e isotérmico, describirá y simulará correctamente el comportamiento del fluido del yacimiento cuando la muestra sea representativa del fluido original. En las pruebas PVT intervienen diversos factores: Separación Diferencial y Separación Instantánea (Flash).Las muestras en los separadores deben ser tomadas en los primeros días de producción antes de que ocurra una significativa caída de presión del yacimiento, o al menos cuando la presión sea mayor o igual a la de rocío de la mezcla de hidrocarburos original. Una vez que la presión haya declinado por debajo de la presión de rocío, ya no es posible conseguir muestras que representen el fluido original del yacimiento. Los resultados obtenidos de las muestras en el campo deben ser comparados con resultados obtenidos mediante correlaciones y ecuaciones y no deben excederse de cierto porcentaje de error para que se pueda considerar un resultado de prueba concisa y representativa.

*Cual es el tipo de muestreo más recomendable? = Separador*Importancia de las PVT? = Determinar propiedades petrofísicas de fluidos en yac.*Por qué se recomienda tomar la muestra en el separador de alta? = porque la presión debe será mayor a la presión de rocío*Es obligatoria la PVT? = depende de la variación composicional que exista en la columna de arena*Representatividad o consistencia? = Representativo: que cumpla con las condiciones iniciales / Consistente: que cumple con los criterios de: linealidad de y, balance de masa y balance de materiales // se requiere que el comportamiento de producción sea estable.*Si la presión es constante, que hace que la expansión y el volumen cambie? = la composición*Py>Proc en qué estado está el yacimiento? = yacimiento subsaturado*Diferencia entre Proc y Pburb? = el tipo de fluido // Proc (1º gota de líquido (condensado)) Pburb (1º burbuja de gas)

4. Propiedades termodinámicas del gas natural y condensado

Componentes del gas condensado

El gas condensado, es un fluido monofásico a condiciones de yacimiento originalmente. Está compuesto por metano, etano, y otros compuestos de cadena corta, además, se encuentran elementos pesados o de cadena larga. El contenido de metano es de (C1)> a 60% y el de Heptanos y compuestos más pesados (C7+) alcanzan valores mayores a 12,5%. Éste tipo de gas, bajo condiciones de presión y temperatura adecuadas, se convertirá en un fluido bifásico. A éste comportamiento se le conoce como condensación retrograda.

Propiedades del gas natural

Peso Molecular Aparente (Ma) Cuando se trabaja con mezclas de gases, se debe hablar de peso molecular aparente o peso molecular promedio molar. Y se define, en el Sistema Británico, como el peso de 379,63 PCN/lbmol de la mezcla gaseosa a 60F y 14,7 lpca.

Densidad del gas (ρg)La densidad es la cantidad de masa (m) por unidad de volumen (v).La expresión para la densidad de un gas se puede obtener a partir de la ecuación para gases ideales. Para gases reales se usa la misma ecuación, incluyéndole el factor de compresibilidad Z.

Gravedad específica (γg)La gravedad específica de un gas se define como la relación entre la densidad del gas y la densidad del aire, calculadas a las mismas condiciones de presión y temperatura. Según la ecuación para gases ideales la gravedad específica de un gas se calcula como la relación entre el peso molecular del gas y el peso molecular del aire, y es una constante, debido a que dicha razón es independiente de la presión y temperatura.En general el gas natural tiene gravedades específicas menores de uno, lo que indica que es menos denso que el aire y mientras mayor sea el porcentaje o fracción molar de metano más se aleja de uno el valor de la gravedad específica y al contrario mientras menor sea la fracción molar de metano más se aproxima a uno.Normalmente la gravedad específica de cualquier gas se considera como igual a la relación entre el peso molecular del gas y el peso molecular del aire, el cual se considera igual a 29 lb/lbmol.

Factor de compresibilidad del gas (Zg)El factor de compresibilidad es un parámetro termodinámico que se define, según el concepto de los estados correspondientes en función de la temperatura y presión seudorreducida. El factor de compresibilidad tiene la particularidad que cuando la presión tiende a un valor cero, que se considera una presión baja y la temperatura es alta el factor

de compresibilidad tiende a tener un valor igual a uno (1). El concepto de presión baja, está relacionado con el valor de la presión en relación al valor de la presión crítica. Esto indica, que cuanto menor sea la presión a la que está sometido el gas con respecto a la presión crítica, mayor será la tendencia al comportamiento ideal que va a tener el gas. La explicación para el parámetro temperatura, también está relacionado con el valor de la temperatura en relación a la temperatura crítica. Lo que indica, que mientras mayor sea la temperatura en relación a la temperatura crítica, mayor será la tendencia al comportamiento ideal que tendrá el gas. Es decir, el factor de compresibilidad es uno de los parámetros que establece la diferencia entre el comportamiento ideal y real, definiendo el comportamiento de los gases a determinadas condiciones de presión y temperatura y se vuelve elemento fundamental para todos los diseños e instalaciones que trabajan con fluidos compresibles.Por lo tanto, el factor de compresibilidad (Z) representa la fracción adicional en la cual un gas se reduce en determinadas condiciones de presión y temperatura, con respecto al comportamiento ideal. Un gas ideal es el que cumple que PV=nRT Pues la ecuación que cumple un gas real es PV=ZnRT donde Z es el factor de compresibilidad.

Temperatura y presión seudocríticas.Las condiciones seudocríticas (TSC y PSC) se consideran condiciones corregidas o normalizadas. Existen varios métodos para determinar la temperatura y presión seudocriticas, según condiciones puras o mezclas:

a.-Método de la gravedad específica en forma gráfica: Cuando no se conoce la composición del gas, pero se conoce la gravedad específica, la temperatura y presión seudocrítica se puede determinar a partir de la correlación.b.- Obtención a través de correlaciones matemáticas: Cuando solo se dispone de los valores de gravedad específica al aire (gG) del gas, se puede utilizar las correlaciones de Standing. Los datos obtenidos por estas correlaciones podrían ser cotejados con algún dato real, o con los datos obtenidos en forma gráfica.

Propiedades seudorreducidas.Con las propiedades seudocríticas hallamos las propiedades pseudoreducidas.

Condiciones críticas para los gases

Estas condiciones son de gran importancia, en vista que con ellas se puede predecir el estado físico de las sustancias en estudio, entre estas tenemos:

Temperatura crítica (Tc)Es la máxima temperatura a la cual puede licuarse el gas. Lo que indica que es la temperatura por encima de la cual no puede existir el líquido. La temperatura crítica de una sustancia pura es la temperatura máxima en la que pueden coexistir las fases líquidas y vapor en equilibrio.

Presión crítica (Pc)Define el campo en el cual una sustancia puede transformarse en vapor en presencia del líquido correspondiente. Es decir, la presión mínima requerida para licuar un gas a su temperatura crítica.

Volumen crítico (Vc)Es el volumen ocupado por un gas a la temperatura y a la presión crítica.En general las propiedades críticas tienen una gran importancia, sobre todo para determinar el comportamiento de los hidrocarburos, en especial cuando se trata de los alcanos principales constituyentes del gas natural.

Viscosidad del gas (µg) La viscosidad de un fluido es una medida de su resistencia al flujo. Los líquidos presentan una viscosidad mucho más alta que un gas, pero de todas maneras aunque la viscosidad del gas sea tan baja en algunos casos es necesario evaluarla. La unidad de viscosidad más común es el centipoise (CP) y para el caso del líquido puede ser tan baja como 1 CP, caso del agua, o tan alta como varios miles de CP, caso de crudos muy pesados; para el caso de gases la viscosidad es del orden de milésimas de CP.

Factores que afectan la viscosidad:

La presión: la viscosidad de los gases es esencialmente independiente de la presión entre unos cuantos centésimos de una atmósfera. Sin embargo , la viscosidad a altas presiones aumenta con la temperatura y la densidad ,pero hay que destacar que:

A bajas presiones (P<1000-1500 lpca): a medida que aumenta la temperatura ,aumenta la viscosidad del gas natural debido al incremento de la energía cinética de las moléculas que produce gran número de choques intermoleculares , y como consecuencia de ello se incrementa la viscosidad del fluido.

A elevadas presiones (P>1000-1500 lpca), a medida que disminuye la temperatura disminuye la viscosidad del gas natural debido a la expansión térmica de las moléculas. A elevadas presiones las distancias intermoleculares de los gases son pequeñas y el gas natural tiende a tener un comportamiento similar a los líquidos. Por lo general si la temperatura aumenta la viscosidad de los gases se incrementa, pero a elevadas presiones puede haber una dispersión de las moléculas, que hace disminuir la viscosidad, y por ende afecta el valor final de la viscosidad.

La temperatura: a cualquier temperatura la viscosidad de un gas natural aumenta con el incremento de la presión debido a la disminución de las distancias intermoleculares. La viscosidad de los gases es independiente de la presión, pero a cierta temperatura la viscosidad aumenta con la presión. Todas las moléculas están en continuo movimiento aleatorio, luego cuando existe un cambio de presión debido al flujo, el cambio de presión se superpone a los movimientos aleatorios. Se distribuye entonces por todo el fluido

mediante colisiones moleculares. Cuanto mayor sea el movimiento aleatorio, como cuando se produce mediante un aumento de temperatura, mayor es la resistencia el cambio de presión de fluido.

Peso del gas natural: a medida que el gas natural es más pesado, sus moléculas serán más grandes y por lo tanto su viscosidad será mayor. En la medida que el gas sea más pesado la viscosidad del gas es mayor. Eso es debido a que mientras más pesado es el gas más grande es el tamaño de las moléculas y por lo tanto mayor es la viscosidad, luego la movilidad del fluido será menor.

Los factores que afectan la viscosidad de los líquidos (condensados) son los mismos que afectan a los gases y en la misma forma, con la excepción de la temperatura, a cualquier presión la viscosidad de un líquido disminuye con el aumento de la temperatura.

Factor Volumétrico de Gas (BG) En líneas generales es un factor que permite determinar el volumen (en BY o PCY) ocupado por un pie cubico normal (PCN, medido a 14.7 lpca y 60 ໍf) de gas

La presión de rocío.Este parámetro permite establecer, fundamentalmente, la representatividad de la muestra. En la práctica, durante la determinación de la presión de rocío a temperatura de reservorio pueden presentarse tres situaciones:1.- La presión de rocío resulta inferior a la presión estática del reservorio. En esta condición, se puede concluir que la muestra de fluido es representativa y que el fluido se encuentra en una sola fase a las condiciones de reservorio. Por lo tanto, se puede obtener una caracterización del comportamiento termodinámico del fluido de reservorio a través de la realización de un ensayo de depletación a volumen constante (DVC) y a temperatura de reservorio.

2.- La presión de rocío es mayor que la presión estática del reservorio. Esto suele interpretarse como el resultado de la existencia de dos fases móviles en la vecindad del pozo que conducen al muestreo de un flujo bifásico. Estas muestras son consideradas como no representativas ya que la proporción en que ambas fases fluyen al pozo no es directamente proporcional a la saturación de cada fase sino que obedece a la movilidad relativa de las mismas.3.- La presión de rocío resulte igual a la presión estática del yacimiento. Esta condición resulta ser la más común y la interpretación habitual es que la muestra es representativa, y en el yacimiento existe una única fase en condición de saturación (reservorio de Gas y Condensado Saturado). Esta es la alternativa, más viable; debido a que, es la situación más frecuente. Aunque, también es posible, que el fluido en el reservorio se encuentre en dos fases (gas y líquido), pero que el líquido esté en una cantidad igual o inferior a la mínima saturación móvil. Esta interpretación toma mayor relevancia en los casos en que existe evidencia de la presencia de un halo de petróleo. Este halo de petróleo estaría

confirmando la presencia de líquido en el reservorio como resultado de tres posibles orígenes, los cuales en su conjunto indican o no la presencia de fluidos petroleros, y por ende se puede estudiar la posibilidad económica de explotar el yacimiento en cuestión, pero para ello es necesario realizar en forma clara y precisa todos lo estudios necesarios para definir el comportamiento del yacimiento en estudio.

Poder calorífico del gasUna de las características importantes de un gas es su poder calorífico; en algunas ocasiones las transacciones comerciales con gas se hacen con base en la cantidad de BTU que se compran o se venden. Por definición el poder calorífico de un gas es la cantidad de calor generada al quemar un pie cúbico normal de dicho gas.

Capacidad calorífica de un gas Se define como el calor que se debe aplicar para aumentar la temperatura de una unidad de masa del gas en un grado, también se le conoce como calor específico; sus unidades son BTU/lbmol°R (o BTU/lb°R). Se habla de dos tipos de capacidades caloríficas, a volumen constante y a presión constante.

Contenido líquido de un gas También llamada riqueza liquida se define como el numero de galones de liquido que se pueden obtener de 1000 PCN de gas (MPCN). Se expresa generalmente como GPM, el líquido obtenido está compuesto principalmente de propano (C3) y los demás componentes pesados del gas.

Conclusiones

• El gas natural comercial está compuesto aproximadamente en un 95% de metano (CH4), que es la molécula más simple de los hidrocarburos.• El contenido de metano para gases condensados es de (C1)> a 60% y el de heptanos y compuestos más pesados (C7+) alcanzan valores mayores a 12,5%.

• El gas es un fluido compresible porque su volumen varía con la presión.

• El factor de compresibilidad es uno de los parámetros que establece la diferencia entre el comportamiento ideal y real, definiendo el comportamiento de los gases a determinadas condiciones de presión y temperatura.

• Las propiedades críticas de un gas condensado se pueden determinar en el laboratorio usando una celda visual PVT, pero esta medición toma bastante tiempo y necesita de un equipo de gran precisión.

• El método más preciso para determinar la viscosidad de un fluido es midiéndola directamente a las condiciones dadas, pero esto normalmente no es posible y se debe recurrir a correlaciones.

• Los factores que afectan la viscosidad de los líquidos (condensados) son los mismos que afectan a los gases y en la misma forma, con la excepción de la temperatura, a cualquier presión la viscosidad de un líquido disminuye con el aumento de la temperatura.

*Gas condensado = C1>60% y C7+>12.5%*Mientras mayor sea C1, mas será el valor de gravedad especifica del gas a 1.*El factor volumétrico del gas condensado no se calcula para condensados, se requiere un gas equivalente (para saber la cantidad de gas en un líquido)*Condensado son fracciones liquidas (gas a nivel de yacimiento)*Cuando se consiguen valores de Z<1? = bajas temperaturas, altas presiones*Cual es mas compresible, oxigeno o hidrogeno? = OXIGENOEl oxígeno es un elemento químico de número atómico 8 y representado por el símbolo OEn su forma molecular más frecuente, O2, es un gas a temperatura ambiente. Representa aproximadamente el 20,9% en volumen de la composición de la atmósfera terrestre. Es uno de los elementos más importantes de la química orgánica y participa de forma muy importante en el ciclo energético de los seres vivos, esencial en la respiración celular de los organismos aeróbicos. Es un gas incoloro, inoloro (sin olor) e insípidoHIDROGENOEl hidrógeno es un elemento químico de número atómico 1 y representado por el símbolo H Con una masa atómica del 1,00794 (7) u, el hidrógeno es el elemento más ligero o liviano que existe, siendo aproximadamente 14 veces menos pesado que el aire. Por lo general, se presenta en su forma molecular, formando el gas diatómico (H2) en condiciones normales. Este gas es inflamable, incoloro, inodoro, no metálico e insoluble en agua.*Es mas fácil predecir el comportamiento de yac de gas que de yac de petróleo.*Donde habría mayor espaciamiento de pozos, en yacimientos de gas o de petróleo? = en yacimientos de gas el espaciamiento es mayor debido a la gran expansibilidad que tiene el gas. Va a haber menos pozos en yacimientos de gas. Por esa razón y para reducir los costos los yacimientos de petróleo se trabajan en macoyas.

5. Reservas de gas y curvas de declinación

IntroducciónEl desarrollo de la actividad petrolera desde sus inicios ha traído consigo la búsqueda o el dar explicación a las estimaciones o reservas de los yacimientos explotados y a medida de que los años han trascurrido y la tecnología avanzadado, esto fue resolviéndose desde el estudio de las rocas y fluidos como el proceso de formación de métodos y correlaciones empíricas, fueron suscitándose estas, como la aparición de la ecuación de balance de materiales, EBM la cual fue fundamental para la estimación de reservas y mucho más en yacimientos de gas , derivaciones de la misma caso es el de técnica para aplicar la ecuación de balance de materiales e interpretar los resultados, que fue presentada por HAVLENA y ODEH en los años 1963-64. Otros métodos se fueron desarrollando a la par de la EBM como las curvas de declinación siendo estas fundamentales en yacimientos de gas donde resultados de la EBM no era tan precisa o confiable, la aparición de distintos modelos d acuíferos y descripción de los mismos.

1. Ecuación de Balance de Materiales (EBM)La ecuación de balance de materiales se usa para determinar la cantidad de gas presente en un yacimiento a cualquier tiempo durante el agotamiento. De modo especial se usa para estimar la cantidad de hidrocarburos inicialmente en el yacimiento y predecir el comportamiento futuro, la recuperación total de gas bajo unas condiciones de abandono dadas.

1.1 Las suposiciones básicas consideradas en la deducción de la ecuación anterior*El espacio poroso se encuentra inicialmente ocupado por gas y agua connata.* La composición del gas no cambia durante la explotación del yacimiento.* Se considera Rsw=0 (relación gas-agua en solución) * La temperatura del yacimiento se considera constante (yacimiento isotérmico)

1.2 Consideraciones para aplicar balance de material:1. Volumen poroso constante. No existe compactación ni subsidencia.2. El PVT es representativo del yacimiento3. Proceso isotérmico4. cw y cf son despreciables5. Se considera equilibrio termodinámico entre el gas y el petróleo a presión y temperatura de yacimiento6. Dimensión cero

1.4 Aplicación de la ecuación de balance de materiales:1. Determinar hidrocarburos iniciales en el yacimiento2. Evaluar We conociendo N o G3. Predecir el comportamiento y recobro final de yacimientos especialmente los que producen por gas en solución o depleción4. Evaluar factores de recobro

1.5 La ecuación de balance de materiales permite realizar los siguientes estudios de ingeniería: a. Hacer estudios de agotamiento. b. Determinar la cantidad de petróleo en el yacimiento y confirmar los cálculos volumétricos c. Verificar las posibles extensiones de un campo desarrollado parcialmente, en donde la cantidad de petróleo en el yacimiento resulta ser mayor que los cálculos volumétricos. d. Determinar la presencia de intrusión de agua y su tasa de intrusión. e. Verificar la existencia de una capa de gas.

2. Ecuación de balance de materiales como una línea rectaEsta es una técnica para aplicar la ecuación de balance de materiales e interpretar los resultados, fue presentada por HAVLENA y ODEH en los años 1963-64. Esta técnica consiste en escribir la EBM de que resulte la ecuación de una línea recta, la cual se modifica según el tipo de yacimiento.

- YACIMIENTOS DE GAS

Sin empuje de agua (We=0)Con empuje de agua (We0)

3. Ecuación de balance de materiales para yacimiento de gas con empuje hidráulico

4. Método de Havlena y Odeh para yacimientos de gas condensado y gas húmedo con empuje hidráulico

4.1 Método del gráfico de cole (cole plot)Una forma cualitativa de distinguir la actividad del acuífero asociado a un yacimiento de gas a través del grafico de cole. Este consiste en graficar F/Et vs Gp como se observa en la siguiente figura que permite distinguir:

A- Si el yacimiento es volumétrico (We = 0) se obtiene una línea recta horizontal, el intercepto sobre el eje vertical es igual G (GOES)

B- Si tiene un acuífero débil asociado, se obtiene una curva con pendiente negativa. Este grafico ha mostrado gran aplicación práctica en la detección temprana de acuíferos que no han mostrado actividad a través de los pozos de producción, ni se han observado contactos en registros eléctricos de los pozos que atraviesan el yacimiento

C- Cuando el acuífero es moderado la curva muestra inicialmente una pendiente positiva y al final una pendiente negativa

D- Si el acuífero es fuerte (infinito) la curva muestra una pendiente positiva todo el tiempo. Al final se puede observar un comportamiento lineal

5. Acuífero de Pote Si el acuífero es pequeño, en buena comunicación con la zona del gas y las permeabilidades son altas, se puede representar con el modelo de" acuífero de pote". Este tipo de modelo puede aplicarse en yacimientos con alta permeabilidad, fallados, donde las zonas de petróleo y/o gas están en contacto con pequeños acuíferos como es el caso de muchos yacimientos del oriente de Venezuela y de la costa del golfo. En estos casos, una pequeña caída de presión ΔP es transmitida instantáneamente a todo el acuífero y genera una intrusión de agua, We, por expansión del agua del acuífero.We = (Cw +Cf) W(Pi-P) DondeW: volumen de agua original en el acuífero, By

6. Determinación simultanea de GOES y We por el método de acuífero de potePletcher presenta un modelo fundamentado en la ec (4) de acuífero de pote, válido para acuíferos pequeños de alta permeabilidad de donde se presenta flujo continuo de intrusión de agua hacia el yacimiento y el cual permite determinar simultáneamente GOES y We de un yacimiento de gas con empuje débil.

*En la ecuación de BM, cuando el yacimiento es un acuífero hay un valor de QDT (adimensional), como se calcula? = influjo adimensional en un tiempo t : depende de una relación de radios (de yac), se considera tanto el yac como el acuífero circular concéntrico = rad ex tac / rad int yac (valores tabulados) = >10 extension infinita 1,5 - 10 ext finita; cuando es menor a 1,5 no se establece relación ya que el acuífero infinito se comporta como finito.*Como se calcula f (método de cole) para un yacimiento de gas? = producción de fluido (prod gas + prod agua)*Pruebas de producción se catalogan buenas, aceptadas, dudosas y malas; en función del incremento de RGP (RGP debe ser >2/3)