UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“DISEÑO DE SOFTWARE ESPECIALIZADO PARA CÁLCULOS
DE CONDICIONES PVT EN GAS NATURAL PROVENIENTE DE
POZOS PETROLEROS”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
ISRAEL ALEJANDRO MURILLO CALDERÓN
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS
DECLARACIÓN
Yo ISRAEL ALEJANDRO MURILLO CALDERÓN, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________ Israel Alejandro Murillo Calderón
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Diseño de software
especializado para cálculos de condiciones PVT en gas natural proveniente de pozos petroleros”, que, para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Israel Alejandro Murillo Calderón, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
___________________ Ing. Fausto Ramos
DIRECTOR DEL TRABAJO
DEDICATORIA
Este trabajo de graduación está dedicado a mis padres Italo Murillo y Mónica Calderón, porque han estado conmigo a cada paso que doy, cuidándome, amándome incansablemente así como yo lo he hecho, dándome fortaleza para continuar… Su tenacidad y lucha insaciable me han sacado adelante, han hecho de mí la persona que soy ahora, esto es para ustedes.
A Katherine y Yoshi quienes me han apoyado sin dudar ni un solo momento de mi inteligencia y capacidad, estando para mí de manera incondicional; todo lo que hago es por ustedes, los amo.
AGRADECIMIENTO
Quiero agradecer a cada una de las personas que forman parte de mi vida y han estado ahí para mí en los momentos en que los he necesitado.
A mis padres Italo Murillo y Mónica Calderón, por su amor, dedicación, comprensión y apoyo incondicional; todo lo que soy, sin excepción alguna es gracias a ustedes.
A mi familia por creer en mí y apoyarme para salir adelante.
A Katherine y Yoshi por ser parte de mi vida, por compartir grandes momentos felices juntos que no olvidaremos a pesar del tiempo.
Al Ing. Fausto Ramos por ayudarme a desarrollar este proyecto de tesis y brindarme su apoyo incondicional, hasta la finalización del mismo; su guía, así como su experiencia fueron de vital importancia.
Una vez creí que somos la suma de nuestros errores… pero los aciertos son los que nos marcan y dan forma a nuestro camino; todo lo conseguido hasta ahora ha sido con trabajo duro y dedicación, nunca ha sido, ni será fácil, terminó un peldaño más en el camino de mi vida y sé que faltan más retos por venir pero los afrontare sin temor alguno gracias a ustedes.
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN XI
ABSTRACT XII
CAPÍTULO I 1
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1PROBLEMA 1
1.2JUSTIFICACIÓN 2
1.3OBJETIVOS 3
1.3.1 OBJETIVO GENERAL 3
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3
CAPÍTULO II 4 2. MARCO TEÓRICO 4 2.1.ANTECEDENTES 4
2.2.BASESTEÓRICAS 7
2.2.1. GAS IDEAL 7
2.2.2. GAS REAL 7
2.2.3. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD (Z) 8
2.2.4. GAS HIDROCARBURO DEFINICIÓN 9
2.2.5. COMPORTAMIENTO DEL GAS HIDROCARBURO 9
2.3CLASIFICACIÓNDELGASNATURALPORSUCOMPOSICIÓN. 10
2.3.1 GAS ÁCIDO 10
2.3.2. GAS DULCE 10
2.3.3. GAS POBRE O GAS SECO 11
2.3.4. GAS RICO O GAS HÚMEDO 11
2.3.5. GAS CONDENSADO 12
2.3.6. GAS ASOCIADO 12
2.3.7. GAS NO ASOCIADO 12
2.3.8. GAS NATURAL LICUADO (GNL) 13
2.3.10. GAS HIDRATADO 14 2.4YACIMIENTOSDEHIDROCARBUROS 14
2.4.1 YACIMIENTOS DE PETRÓLEO/YACIMIENTOS SATURADOS 14
2.4.2 YACIMIENTOS DE GAS-PETRÓLEO 15
2.4.3 YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO 16
2.4.4 YACIMIENTOS DE GAS SECO 16
2.5DIAGRAMADEFASES 17
2.5.1 PRESIÓNES QUE INFLUYEN EN LA PRODUCCIÓN DE
HIDROCARBUROS PROVENIENTES DE POZOS PETROLEROS 19 2.6CLASIFICACIÓNDEHIDROCARBUROSDEACUERDOASU
DIAGRAMADEFASE 20
2.6.1 PETRÓLEO NEGRO / BLACK OIL 20
2.6.2 PETRÓLEO VOLÁTIL / VOLATIL OIL 21
2.6.3 GAS RETRÓGRADO / RETROGRADE GAS 22
2.6.4 GAS HÚMEDO / WET GAS 24
2.6.5 GAS SECO / DRY GAS 25
2.6.6 COMPARACIÓN DE LOS TIPOS DE HIDROCARBUROS DE
ACUERDO A SU DIAGRAMA DE FASES 26
2.7UTILIDADESDELGASNATURAL 27
2.7.1 INDUSTRIA QUÍMICA / PETROQUÍMICA 27
2.7.2 INDUSTRIA DEL CEMENTO 28
2.7.3 INDUSTRIA DEL VIDRIO 28
2.7.4 INDUSTRIA DEL PETRÓLEO 28
2.8DETERMINACIÓNDELACOMPOSICIÓNDELGASNATURAL 28
2.8.1 CROMATOGRAFÍA DE GASES 28
2.8.2. DESCRIPCIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES 29 2.9PARÁMETROSQUEAFECTANELCOMPORTAMIENTODELGAS
HIDROCARBURO 31
2.9.1 PRESIÓN 31
2.9.2 VOLUMEN 31
2.9.3 MASA 32
2.10CONDICIONESDELOSGASESPUROS,TEMPERATURASY
PRESIONESCRÍTICAS 32
2.10.1 TEMPERATURA CRÍTICA 32
2.10.2 PRESIÓN CRÍTICA 33
2.11REQUISITOSQUEDEBECUMPLIRELGASNATURAL 33
2.12FUNCIONAMIENTODELGASENFLUJOMULTIFÁSICO 34
2.12.1 FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS 34 2.13ANÁLISISPVTDELABORATORIO 35 2.13.1 MUESTREO DE FLUIDOS PARA ANÁLISIS PVT 36 2.13.2 PRUEBA DE EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN CONSTANTE 39
2.13.3 PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL 40
2.13.4 PRUEBA DE SEPARADORES 42
2.13.5 PRUEBA DE VISCOSIDADES 43
CAPÍTULO III 45
3. METODOLOGÍA 45
3.1ANÁLISISPVT 45
3.2DETERMINACIÓNDECORRELACIONESPARAELCÁLCULODE
LASCONDICIONESPVTDELGASHIDROCARBURO 46
3. 2.1 CONSTANTE UNIVERSAL DE LOS GASES (R) 46 3.2.2 CÁLCULO DE CONDICIONES PSEUDOCRÍTICAS Y
PSEUDOREDUCIDAS (Tsc & Psc; Psr & Tsr) 47
3.2.3 NÚMERO DE MOLES (N) 47
3.2.4 FRACCIÓN MOLAR (Yi) 47
3.2.5 PESO MOLECULAR (M) 48
3.2.6 TEMPERATURA Y PRESIÓN PSEUDOCRÍTICA (Tsc & Psc) 48
3.2.7 PODER CALÓRICO BRUTO (PCBg) 50
3.2.8 PODER CALÓRICO NETO (PCNg) 51
3.2.9 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS (Ɣg) 53
3.2.10 PRESIÓN Y TEMPERATURA PSEUDOREDUCIDAS(Psr&Tsr) 53
3.2.11 TEMPERATURA Y PRESIÓN PSEUDOCRÍTICA CORREGIDAS
3. 2.12 FACTOR DE COMPRESIBILIDAD (z) 55
3.2.13 GPM DE LA MEZCLA GASEOSA (gpm) 56
3.2.14 DENSIDAD DE LA MEZCLA GASEOSA (Ƿg) 57
3.2.15 GRAVEDAD ESPECÍFICA DE LA FRACCIÓN HIDROCARBURO
(Ɣghc) 57
3.2.16 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS (Bg) 58
3.2.17 FACTOR DE EXPANSIÓN DEL GAS (Eg) 58
3.2.18 PRESIÓN ESTÁTICA DE FONDO (PEF) 59
3.2.19 PESO DE LA COLUMNA DE GAS (PCG) 59
3.2.20 COMPRESIBILIDAD ISOTERMICA DEL GAS REAL (Cg) 60
3.2.21 GRADIENTE DE PRESIÓN DEL GAS HIDROCARBURO (Δg) 60
3.2.22 ÍNDICE DE WOBBE (IW) 61
3.2.23 VISCOSIDAD DINÁMICA DEL GAS (μg) 61
3.2.24 CALOR ESPECÍFICO DEL GAS (CPg) 62
3.2.25 CONDUCTIVIDAD TÉRMICA DEL GAS (Kgh) 63
3.2.26 FLUJO DEL GAS A CONDICIONES ESTÁNDAR (Qsc) 64
3.2.27 CALCULO DEL NÚMERO DE REYNOLDS (NRE) 66
3.2.28 FLUJO DEL GAS A CONDICIONES DE OPERACIÓN (Q) 66 3.2.29 DENSIDAD DEL GAS A CONDICIONES DE OPERACIÓN (Ƿgop)
67
3.2.30 VELOCIDAD DE GAS EN TUBERÍA (Vg) 67
3.2.31 VELOCIDAD DE FLUJO EROSIVO (Ve) 68
3.2.32 PRESIÓN DE BURBUJA (Pb) 68
3.2.33 SATURACIONES DE FLUIDOS (So, Sw & Sg) 69
3.2.34 FLUJO VOLUMÉTRICO DE GAS A CONDICIONES DE
OPERACIÓN O ESTÁNDAR (Qop & Qsc) 69
3.2.35 FACTOR VOLUMÉTRICO DE AGUA A TEMPERATURA DE
INTERÉS (Bw) 70
3.2.36 DENSIDAD DE AGUA A TEMPERATURA DE INTERÉS (Ƿw) 70
3.2.37 GRAVEDAD ESPECÍFICA DE PETRÓLEO (Ɣo) 71
3.2.38 FACTOR VOLUMÉTRICO DE PETRÓLEO A CONDICIONES DE
3.2.39 DENSIDAD DE PETRÓLEO A TEMPERATURA DE INTERÉS
(Ƿo@T) 72
3.2.40 FLUJO VOLUMÉTRICO DE PETRÓLEO Y AGUA (FVo&FVw) 72
3.2.41 FLUJO MÁSICO DE GAS, PETRÓLEO Y AGUA (FWg, FWo &
FWw) 73
3.2.42 FLUJO MOLAR DE GAS, PETRÓLEO Y AGUA (FMg, FMo &
FMw) 73
3.3DESARROLLODELSOFTWAREPARACÁLCULODE
CONDICIONESPVTDELGASHIDROCARBURO 74
3.3.1 FASE 1: ESTABLECIMIENTO DE LA BASE DE CÁLCULO 74 3.3.2 FASE 2: SELECCIÓN DE CORRELACIONES 76 3.3.3 FASE 3: APLICACIONES DE LAS CONDICIONES PVT DEL GAS
HIDROCARBURO 77
3.3.4 FASE 4: FORMATO DE PRESENTACIÓN DE RESULTADOS 78 3.3.5 FASE 5: FINALIZACIÓN DEL SOFTWARE DE CÁLCULO DE CONDICIONES PVT DEL GAS HIDROCARBURO PROVENIENTE DE
POZOS PETROLEROS 80
CAPÍTULO IV 83
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 83
4.1CÁLCULODECONDICIONESPVTDELGASDEUNPOZO“X” 83
4.2CÁLCULODECONDICIONESPVTYCARACTERIZACIÓNDELGAS
HIDROCARBUROPROVENIENTEDEUNPOZO“X” 85
4.3RESULTADOSDELCÁLCULODECONDICIONESPVTY
CARACTERIZACIÓNDELGASHIDROCARBURODEUNPOZO“X” 121
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 125
5.1CONCLUSIONES 125
5.2RECOMENDACIONES 127
GLOSARIO DE TÉRMINOS 128
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Demanda de gas natural en economías emergentes 5
Figura 2. Comportamiento de Gas Ideal - Gas Real 8
Figura 3. Yacimiento de Petróleo Saturado 15
Figura 4. Yacimiento de Gas-Petróleo 15
Figura 5. Yacimiento de Gas Condensado 16
Figura 6. Yacimiento de Gas Seco 17
Figura 7. Diagrama de Fase 18
Figura 8. Presiones en el diagrama de fases 19
Figura 9. Diagrama de Fase Petróleo Negro 21
Figura 10. Diagrama de Fase Petróleo Volátil 22
Figura 11. Diagrama de Fase Gas Retrógrado 23
Figura 12. Diagrama de Fase Gas Húmedo 25
Figura 13. Diagrama de Fase Gas Seco 26
Figura 14. Comparación de los diagramas de fase 27
Figura 15. Equipo cromatógrafo de gases 30
Figura 16. Flujo multifásico de pozos 34
Figura 17. Equipo tomamuestras de fondo para Análisis PVT 38
Figura 18. Prueba de expansión a composición constante 40
Figura 19. Prueba de liberación diferencial 41
Figura 20. Prueba de separadores 42
Figura 21. Diseño de Software para condiciones PVT 75
Figura 22. Ingreso de correlaciones para el cálculo de condiciones PVT 76
Figura 23. Aplicaciones del cálculo de condiciones PVT del gas 77
Figura 24. Presentación de Resultados 78
Figura 25. Composición del gas hidrocarburo 79
Figura 26. Software para cálculo de condiciones PVT de gas hidrocarburo 80
Figura 27. Aplicación de las condiciones PVT del gas hidrocarburo 81
Figura 28. Cálculo de condiciones de Flujo, Volumétrico, Másico y Molar 82
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Características del Petróleo Negro 20
Tabla 2. Características del Petróleo Volátil 21
Tabla 3. Características del Gas Retrógrado 23
Tabla 4. Características del Gas Húmedo 24
Tabla 5. Características del Gas Seco 25
Tabla 6. Requisitos del gas natural 33
Tabla 7. Presión y Temperatura críticas 49
Tabla 8. Poder Calórico Bruto (PCB) de los componentes del gas 51
Tabla 9. Poder Calórico Neto (PCN) de los componentes del gas 52
Tabla 10. Valores gpm de los compuestos 56
Tabla 11. Calores específicos de los componentes del gas hidrocarburo 63
Tabla 12. Valores de las constantes para la ecuación de flujo de gases 65
Tabla 13. Consideraciones para la aplicación de las constantes de
Weymouth, Panhandle A y Panhandle B, en flujo de gases 65
Tabla 14. Composición del gas hidrocarburo de un pozo "X" 83
Tabla 15. Resultados de ni, yi & PM 87
Tabla 16. Resultados de PCBg y PCNg del gas hidrocarburo 90 Tabla 17. Resultados de cálculo de gpm del gas hidrocarburo 94
Tabla 18. Calor específico del gas hidrocarburo 104
Tabla 19. Resultados de las condiciones PVT del gas hidrocarburo 121
Tabla 20. Resultados de las aplicaciones de las condiciones PVT 123
Tabla 21. Resultados de flujos a condiciones de operación 124
ÍNDICE DE ECUACIONES
[Ec. 1] Ecuación General de Estado de Gases Ideales 7
[Ec. 2] Ecuación General de Estado de Gases Reales 7
[Ec. 3] Factor de Compresibilidad (z) 9
[Ec. 4] Relación Viscosidad-Temperatura 43
[Ec. 5] Constante Universal de los Gases 46
[Ec. 6] Número de moles (n) 47
[Ec. 7] Fracción Molar (yi) 47
[Ec. 8] Peso Molecular (M) 48
[Ec. 9] Presión pseudocrítica (Psc) 48
[Ec. 10] Temperatura pseudocrítica (Tsc) 48
[Ec. 11] Temperatura pseudocrítica (Tsc) – Standing 49
[Ec. 12] Presión pseudocrítica (Psc) – Standing 49
[Ec. 13] Poder Calórico Bruto del Gas (PCBg) 50
[Ec. 14] Poder Calórico Neto del Gas (PCNg) 52
[Ec. 15] Gravedad Específica del Gas (ɣg) 53
[Ec. 16] Presión pseudoreducida (Psr) 53
[Ec. 17] Temperatura pseudoreducida (Tsr) 53
[Ec. 18] Factor de ajuste para corrección por impurezas 54
[Ec. 19] Temperatura pseudocrítica corregida (T’sc) 54
[Ec. 20] Presión pseudocrítica corregida (P’sc) 54
[Ec. 21] Factor de compresibilidad (z) – Beggs & Brill 55
[Ec. 22] Constante A para cálculo de z – Beggs & Brill 55
[Ec. 23] Constante B para cálculo de z – Beggs & Brill 55
[Ec. 24] Constante C para cálculo de z – Beggs & Brill 55
[Ec. 25] Constante D para cálculo de z – Beggs & Brill 55
[Ec. 26] Riqueza líquida del gas (gpm) 56
[Ec. 27] Densidad de la mezcla gaseosa (ƿg) 57
[Ec. 28] Gravedad específica de la Fracción Hidrocarburo ɣgHC 57
[Ec. 29] Factor Volumétrico del Gas (Bg) 58
[Ec. 31] Presión Estática de Fondo (PEF) 59
[Ec. 32] Peso de la Columna de Gas (PCG) 59
[Ec. 33] Compresibilidad Reducida del gas real (cr) - Papay 60 [Ec. 34] Compresibilidad Isotérmica del gas real (cg) - Papay 60 [Ec. 35] Gradiente de presión del gas hidrocarburo (Δg) 60
[Ec. 36] Índice de Wobbe (IW) 61
[Ec. 37] Viscosidad Dinámica del Gas (μg) – Lee & Gonzales 61
[Ec. 38] Factor K para cálculo de Viscosidad Dinámica del Gas (μg) 61 [Ec. 39] Factor X para cálculo de Viscosidad Dinámica del Gas (μg) 61 [Ec. 40] Factor Y para cálculo de Viscosidad Dinámica del Gas (μg) 61 [Ec. 41] Densidad del gas para cálculo de Viscosidad Dinámica (μg) 62
[Ec. 42] Calor específico del gas (cpg) 62
[Ec. 43] Conductividad térmica del gas (Kgh) 63
[Ec. 44] Flujo de gas en tubería a condiciones estándar (Qsc) 64
[Ec. 45] Presión promedio (Pa) 64
[Ec. 46] Temperatura promedio (Ta) 64
[Ec. 47] Número de Reynolds (NRE) 66
[Ec. 48] Flujo de gas en tubería a condiciones de operación (Q) 66
[Ec. 49] Densidad del gas a condicines de operación (ƿgop) 67 [Ec. 50] Velocidad del flujo de gas en tubería (vg) 67 [Ec. 51] Velocidad de flujo erosivo en tubería (ve) 68
[Ec. 52] Presión de burbuja (Pb) 68
[Ec. 53] Factor F para el cálculo de Presión de burbuja (Pb) 68 [Ec. 54] Saturaciones de fluidos (So, Sw y Sg) 69 [Ec. 55] Flujo Volumétrico de gas a condiciones de operación y estandar (FVgco&FVgsc) 69 [Ec. 56] Factor volumétrico del agua a temperatura de interés (Bw) 70 [Ec. 57] Factor ΔVwT para cálculo de factor volumétrico del agua (Bw) 70 [Ec. 58] Factor ΔVwP para cálculo de factor volumétrico del agua (Bw) 70 [Ec. 59] Densidad del agua a temperatura de interés (ƿw) 71
[Ec. 60] Gravedad específica del agua (ɣw) 71
RESUMEN
En este trabajo de titulación, se desarrolló un software especializado para cálculo de condiciones PVT de gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros, mediante la utilización de la herramienta Microsoft Excel, permitiendo conocer sus propiedades como peso molecular, viscosidad, comprensibilidad isotérmica, gravedad específica, temperatura y presión pseudocríticas, poder calórico, galones de C3+ por 1000 ft3 (gpm), entre
otras.
Se analizaron los fundamentos teóricos sobre las propiedades físicas y químicas del gas, permitiendo conocer el método de caracterización Físico-Química del gas hidrocarburo a través de la cromatografía de gases, gracias a este método se pueden definir las características del gas hidrocarburo y realizar los cálculos de las condiciones PVT mediante el manejo del software desarrollado en Microsoft Excel
ABSTRACT
In this titulation work, was developed a specialized software for calculations of PVT conditions of hydrocarbon gas from oil wells, using the Microsoft Excel tool which allows to know the properties of gas like molecular weight, viscosity, compressibility, specific gravity, pseudo critical temperature and pressure, calorific power, gallons of C3 + by 1000 ft3 (gpm), and so on.
The theoretical foundations of the physical and chemical properties of hydrocarbon gas in oil wells were analyzed, allowing knowing the method to physical-chemical characterization through gas chromatography, with this method you can define the characteristics and perform calculations of PVT conditions of hydrocarbon gas through the use of software developed in Microsoft Excel.
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
El gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros se ha desperdiciado como recurso energético desde el inicio de la producción petrolera en el Ecuador, entendiendo que este gas asociado al petróleo es un recurso no renovable, deben conocerse y determinarse sus propiedades PVT a través de un software de cálculo por medio de la herramienta Microsoft Excel, cuya utilidad radica en la facilidad con la que se pueden estimar algunos parámetros que normalmente se determinan de manera experimental; refiriéndonos específicamente al cálculo en campo de las propiedades PVT del gas; el desarrollo de este software proporcionará la oportunidad de hacer dimensionamientos de equipos de superficie, consideraciones para diseño de completaciones de fondo, manejo de flujo multifásico, diseño de sistema de levantamiento, entre otros; esto permitirá interpretar y tomar decisiones en campo a través de resultados confiables, y útiles para cualquier tipo de utilización del gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros.
1.1 PROBLEMA
En vista que uno de los principales ingresos de nuestro país vienen de la explotación de hidrocarburos, es importante poder obtener este recurso de una manera eficiente, para ello se debe conocer la composición del petróleo, junto con la de sus fluidos asociados como son agua y gas; ya que la producción de gas puede ser aprovechada para distintos procesos de explotación, generación eléctrica, etc. lo que evitaría el daño ambiental producido por la quema del mismo.
los gases producto de la explotación de petróleo, otorgando resultados confiables y útiles, a través de los cuales se podrá determinar alternativas de utilización, disposición o tratamiento del mismo.
1.2 JUSTIFICACIÓN
La producción de petróleo es uno de los principales ejes de la economía mundial y por tanto importante para el desarrollo de nuestro país, es por esto que desde el boom petrolero del Ecuador en 1972, en la cuenca oriente se han explotado nuevos yacimientos y buscado nuevas reservas; sin embargo en los últimos años se han visto altamente explotables los yacimientos de gas asociado por su poder energético y facilidad de extracción.
En la mayoría de los países, se utiliza el gas hidrocarburo en procesos de generación eléctrica; en nuestro país el gas asociado también debe ser utilizado, de acuerdo a la Ley de Hidrocarburos Art. 62 para el Manejo del gas natural asociado no utilizado donde cita que, “El remanente de gas natural o asociado que técnica y económicamente no pueda ser utilizado, deberá ser reinyectado al reservorio. Las contratistas tendrán la obligación de utilizar el gas natural o asociado que encontraren, en el abastecimiento de sus necesidades de producción y transporte. En casos excepcionales y por un corto período, podría ser quemado previa la autorización de la Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos.”; por ello es importante conocer la composición química del gas hidrocarburo, ya que requiere de procesos de tratamiento para eliminar compuestos de azufre, nitrógeno, dióxido de carbono, entre otros, que de no hacerlo, contaminarían el ambiente por su combustión directa, ya sea en teas o su utilización en algún proceso que no implique la quema directa del mismo.
proveniente de pozos petroleros en campo; a través de un software desarrollado en Microsoft Excel, lo que permitirá tomar decisiones acerca de la disposición, tratamiento y utilización del gas en procesos de generación eléctrica, consideraciones en el diseño de facilidades de superficie, utilización para sistema de levantamiento artificial por gas (gas lift), manejo de flujo multifásico proveniente del reservorio, diseño de completación de pozo, en procesos de recuperación secundaria mediante inyección de gas hidrocarburo miscible, entre otros.
1.3 OBJETIVOS
1.3.1 OBJETIVO GENERAL
Desarrollar un software especializado para cálculos de caracterización y de condiciones PVT del gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros, mediante la utilización de la herramienta Microsoft Excel.
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar los fundamentos teóricos sobre las propiedades físicas y químicas del gas hidrocarburo en pozos petroleros a través de revisión bibliográfica.
Definir las características y realizar los cálculos de las propiedades Físico-Químicas del gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros mediante el manejo del software en Microsoft Excel.
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
2.1. ANTECEDENTES
El gas hidrocarburo que proviene de pozos petroleros es una mezcla homogénea de proporciones variables de Hidrocarburos e impurezas, su componente principal es el gas metano cuyo contenido varía entre 60 a 90% en volumen (%V/V) su composición varía dependiendo de la composición del crudo, este gas tiene un potencial energético muy alto de manera que en la actualidad el gas natural puede competir con todas las demás formas de energía, a las que técnicamente puede reemplazar en casi el 50% de sus usos; por esta razón en muchos países se lo está usando como fuente de energía limpia, a pesar de que las condiciones del mercado de los hidrocarburos varían en diversas partes del mundo y el costo de los mismos fluctúa de manera inestable, el negocio del gas natural prospera a largo plazo como se puede observar en la Figura 1, por sus ventajas medio ambientales y comparación con otros combustibles ya que su poder energético y precio son de importancia para mercados emergentes como China, Australia entre otros. (Gil, 2013)
Figura 1. Demanda de gas natural en economías emergentes
(International Energy Agency, 2013)
El gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros, tiene muchas utilidades en la industria, como: consideraciones para el diseño de completaciones, manejo de fluidos en el reservorio, diseño de equipos de superficie, diseño de sistema de levantamiento artificial por gas para producción de hidrocarburos, manejo de flujo multifásico, determinación del contenido de impurezas como H2S y CO2 para diseño de plantas de tratamiento de gas,
manejo de condiciones de operación de superficie, condiciones de separación de las fases gas-líquido, proyectos de recuperación mejorada por inyección de gases miscibles, entre otros. (Escobar, 2006)
que desde el 2012 generará electricidad y derivados energéticos del gas hidrocarburo producto de la extracción de crudo así como de los yacimientos de gas. El proyecto funcionará en pozos ubicados en los campos Lago Agrio, Secoya, Shushufindi y Culebra, con los que espera generar 30 megavatios de energía eléctrica que se utilizará para mantener operativos los pozos petroleros, esto evitaría el consumo de 48000 barriles de diesel y necesitará de una inversión de 96 millones de dólares para construcción de gasoductos y plantas de captación de gas natural. (EP PETROECUADOR, 2010).
Desde el 3 de junio del 2010 la compañía Wärtsilä fue adjudicada con un contrato para convertir la central de generación Edén Yuturi (Bloque 15), de crudo a gas asociado con el propósito de optimizar la generación eléctrica a través de la utilización del gas natural que proviene de los pozos o gas asociado y mitigar el impacto ambiental, utilizando motores gas/crudo. (EP PETROECUADOR, 2010)
2.2. BASES TEÓRICAS
2.2.1. GAS IDEAL
El gas ideal es una sustancia imaginaria que tiene sus partículas en libre movimiento y sin atracción entre ellas; su presión, volumen, temperatura y número de moles se relacionan mediante la ecuación de estado de gas ideal, las condiciones ideales del gas en la industria petrolera son de 14,7 psi y 60°F. (Cengel & Boles, 2011)
[Ec. 1] Dónde:
P= presión V= volumen
n= número de moles
R= constante de los gases ideales T= temperatura absoluta
2.2.2. GAS REAL
El gas real es aquel que se desvía de su comportamiento ideal por la condensación de sus componentes, esto provoca un disminución drástica de su volumen, cabe mencionar que un gas real se comporta de manera ideal a presiones bajas (<50 psi) y temperaturas altas, sus condiciones de presión, temperatura, volumen, numero de moles y factor de compresibilidad Z, se relacionan mediante la ecuación de estado de gas real donde el factor de compresibilidad z (z=1 para gas ideal) identifica su grado de desviación del gas ideal; en la Figura 2 se puede identificar el comportamiento de un gas ideal y un gas real . (Cengel & Boles, 2011)
Dónde: P= presión V= volumen
z= factor de compresibilidad n= número de moles
R= constante de los gases ideales T= temperatura absoluta
Figura 2. Comportamiento de Gas Ideal - Gas Real
(Ramos, 2010)
2.2.3. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD (z)
[Ec. 3]
2.2.4. GAS HIDROCARBURO DEFINICIÓN
El gas hidrocarburo es una mezcla homogénea, en proporciones variables de hidrocarburos parafínicos, denominados alcanos (CNH2N+2), está
compuesto principalmente de 60-90% de Metano (CH4), también contiene
etano (C2H6), propano (C3H8), butano (C4H10) y componentes más pesados
(C4+) en proporciones menores, además el gas hidrocarburo proveniente de
pozos petroleros también tiene impurezas que se encuentran en cantidades menores como nitrógeno (N2), dióxido de carbono (CO2), sulfuro de
hidrógeno (H2S), monóxido de carbono (CO), oxigeno (O2), vapor de agua
(H2O), entre otros; estas impurezas causan problemas operacionales como
la formación de hidratos, corrosión de equipos, presencia de gases ácidos; por esto es importante identificar las condiciones PVT del gas. (Pino, 2010)
2.2.5. COMPORTAMIENTO DEL GAS HIDROCARBURO
2.3
CLASIFICACIÓN
DEL
GAS
NATURAL
POR
SU
COMPOSICIÓN
2.3.1 GAS ÁCIDO
Gas cuyo contenido de sulfuro de hidrógeno (H2S) es mayor a 0,25 granos
por cada 100 pies cúbicos normales de gas por hora (> de 0,25 granos/100 PCNH). Entre los gases ácidos están H2S, CO2, CS2, RHS, COS, SO2, estos
gases forman ácidos en presencia de agua. (Pino, 2010)
2.3.1.1. El Sulfuro de Carbonilo (C0S).
Este es un compuesto inestable, corrosivo y tóxico, que se descompone en (H2S +C02). (Pino, 2010)
2.3.1.2. Los Mercaptanos
Los mercaptanos se pueden representar a través de la siguiente fórmula (RSH), son compuestos inestables y de alto grado de corrosión, en muchos casos reaccionan con algunos solventes, descomponiéndolos. (Pino, 2010)
2.3.1.3. Disulfuro de Carbono (CS2)
Este componente es corrosivo y altamente tóxico para los seres humanos, como es también altamente nocivo para el medio ambiente, por lo que hay extremar las precauciones cuando se trabaja con este componente, ya que puede causar graves problemas de salud, o ambientales. (Pino, 2010)
2.3.2. GAS DULCE
Este es un gas que contiene cantidades de Sulfuro de Hidrógeno (H2S),
2.3.3. GAS POBRE O GAS SECO
Este es un gas natural del cual se han separado el GLP (gases licuados del petróleo) y la gasolina natural. El gas seco, está constituido fundamentalmente de metano y etano. Por lo general se inyecta a los yacimientos, o se usa en la generación de hidrógeno (H2). La composición
fundamental alcanza valores de un 85-90% en metano, debido a su composición se puede utilizar directamente como Combustible, para lo cual es necesario mantener una presión de yacimiento, parámetro que varía de acuerdo a la localización del gas en el subsuelo. En los yacimientos de gas seco, la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimiento y de superficie, y la producción de líquidos solo se alcanza a temperaturas criogénicas. (Pino, 2010)
2.3.4. GAS RICO O GAS HÚMEDO
2.3.5. GAS CONDENSADO
Este gas se puede definir con un gas con líquido disuelto. El contenido de metano es de (C1)> a 60% y el de Heptanos y compuestos más pesados
(C7+) alcanza valores mayores a 12,5% (> 12,5%), la mezcla de
hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío. El gas presenta condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión, proceso que en la mayoría de los casos puede representar algún problema en la comercialización de estos yacimientos, en vista que los primeros hidrocarburos que se quedan, son los más pesados; lo que significa que el fluido que alcanza la superficie lo hace sin, una gran cantidad de elementos pesados. Además, por el hecho que los hidrocarburos pesados se acumulen en la formación obstaculizan el libre desplazamiento del fluido, en su viaje hacia la superficie. En su camino al tanque de almacenamiento, el gas condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura penetrando rápidamente en la región de dos fases para llegar a la superficie con características bien específicas, las cuales permiten el tratamiento del fluido. (Pino, 2010)
2.3.6. GAS ASOCIADO
Este es un gas natural que se ha extraído de los yacimientos junto con el petróleo, partiendo del postulado que donde hay petróleo, hay gas. Más del 90% de las reservas de gas natural del país es de gas asociado. Se considera que en los yacimientos se forman capas de gas. (Pino, 2010)
2.3.7. GAS NO ASOCIADO
algunas oportunidades se forma una pequeña cantidad de líquidos, la cual no es superior a diez barriles normales de hidrocarburos líquido por millón de pies cúbicos normales de gas (10 BN/ MM PCN). El gas está compuesto principalmente por metano (C1), compuesto que alcanza una concentración
porcentual mayor a 90%, con pequeñas cantidades de pentanos y compuestos más pesados (C5 + 1%). La obtención de líquidos del gas
producido solo se alcanza a temperaturas criogénicas. (Pino, 2010)
2.3.8. GAS NATURAL LICUADO (GNL)
El gas natural que se obtiene principalmente en los separadores y en el proceso de extracción de los líquidos del gas natural, está constituido principalmente por Metano, con proporciones variables de otros hidrocarburos y de contaminantes diversos El (GNL) es un gas residual formado principalmente por Metano (C1) líquido, el proceso se logra a una
temperatura de (–260°F), bajo estas condiciones ocupa un volumen 600 veces menor que en estado gaseoso, lo cual permite su transporte en barcos especialmente acondicionados denominados “metaneros”: Dado lo variable de la magnitud de las inversiones requeridas en el campo del (LGN) y de las diferentes tecnologías de producción de subproducto, la gama de oportunidades para la producción de Gas Natural Licuado (GNL) es amplia y ofrece indudables atractivos económicos y tecnológicos. (Pino, 2010)
2.3.9. LÍQUIDOS DEL GAS NATURAL (LGN)
internacional. Se consideran que en los (LGN), se encuentran presentes los compuestas Etano: (C2), Propano (C3) y Butanos (C4), los cuales son gas en
condiciones atmosféricas. También se encuentran presente el Pentano (C5),
Gasolina Natural, Residual y el Pentano y compuestos más pesados (C5+),
el cual es un líquido en condiciones atmosféricas, facilitando su transporte. (Pino, 2010)
2.3.10. GAS HIDRATADO
Este tipo de gas tiene más de siete libras de agua por cada millón de ft3 normales de gas (lbsdeAgua/MMPCN) lo que indica que el gas deberá ser sometido al proceso de deshidratación, para poder comercializarlo. (Pino, 2010)
2.4 YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS
2.4.1 YACIMIENTOS DE PETRÓLEO / YACIMIENTOS SATURADOS
Figura 3. Yacimiento de Petróleo Saturado
(Wattenbarger, 1996)
2.4.2 YACIMIENTOS DE GAS-PETRÓLEO
Estos yacimientos corresponden a yacimientos de petróleo que tienen una capa de gas en la parte más alta de la trampa; como se puede ver en la Figura 4, la presión ejercida por la capa de gas sobre el petróleo, es también el mecanismo de empuje natural del petróleo hacia la superficie, cuando la presión ya no es la suficiente se puede inyectar gas en la capa de gas para recuperar la presión. (Wattenbarger, 1996)
Figura 4. Yacimiento de Gas-Petróleo
2.4.3 YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
En este yacimiento el gas se encuentra mezclado con otros hidrocarburos líquidos, por características específicas de presión, temperatura como se puede ver en la Figura 5, durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en el petróleo líquido, el cual se queda atrapado en las paredes de los poros y no puede ser extraído, esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimiento. (Wattenbarger, 1996)
Figura 5. Yacimiento de Gas Condensado
(Wattenbarger, 1996)
2.4.4 YACIMIENTOS DE GAS SECO
Figura 6. Yacimiento de Gas Seco
(Wattenbarger, 1996)
2.5 DIAGRAMA DE FASES
Figura 7. Diagrama de Fase
(Craft, 1977)
El presente diagrama de fases puede interpretarse de la siguiente manera: 1. El hidrocarburo es líquido y contiene gas disuelto a la presión de
yacimiento.
2. El hidrocarburo es extraído del yacimiento a superficie, la presión disminuye y la temperatura se mantiene constante.
3. El gas disuelto dentro en el crudo comienza a separarse (presión de burbuja).
4. Mientras el fluido va a superficie el gas continúa separándose con mayor rapidez.
5. Se considera un yacimiento de solo de gas.
6. Al ser extraído el gas del yacimiento la presión disminuye hasta llegar al punto en que comienza a condensarse (punto de rocío)
2.5.1 PRESIÓNES QUE INFLUYEN EN LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS
PROVENIENTES DE POZOS PETROLEROS
El diagrama de fases se realiza en relación a la presión y temperatura de yacimiento, por ello se necesita identificar las presiones que influirán en el proceso de producción y transporte de hidrocarburos, de especial manera para el gas natural proveniente de pozos petroleros, estas presiones son:
Presión de Burbuja: Es la presión a la que la primera burbuja de gas se separa del petróleo, mientras este está en el yacimiento, a esta presión se dice que el hidrocarburo está saturado. (Craft, 1977) Presión de Rocío: Es la presión en que la primera gota de líquido aparece cuando el petróleo está como gas en el yacimiento y comienza a condensarse, a cierta temperatura. (Craft, 1977)
Presión Crítica: La presión crítica o punto crítico es donde la fase líquida y gaseosa se encuentran en equilibrio. (Craft, 1977)
La presión de burbuja, presión de roció y presión crítica se ubican en el diagrama de fases como se puede ver en la Figura 8.
Figura 8. Presiones en el diagrama de fases
2.6 CLASIFICACIÓN DE HIDROCARBUROS DE ACUERDO A
SU DIAGRAMA DE FASE
Los hidrocarburos presentes en el yacimiento pueden clasificarse por su diagrama de fase en:
- Petróleo Negro / Black Oil - Petróleo Volátil / Volátil Oil
- Gas Retrógrado / Retrograde gas - Gas Húmedo / Wet Gas
- Gas Seco / Dry Gas
2.6.1 PETRÓLEO NEGRO / BLACK OIL
El petróleo negro es un crudo que tiene un contenido de hidrocarburos pesados C7+ mayor al 20%,el gas que se separa de este tipo de petróleo es
gas seco, el cual no se condensa y tiene una alta concentración de hidrocarburos livianos, las características de estos petróleos se muestran en la Tabla 1. (Ramos, 2010)
Tabla 1. Características del Petróleo Negro
(Ramos, 2010)
Los yacimientos con este tipo de hidrocarburos presentan una temperatura menor a la temperatura crítica y su presión debe disminuir de manera
Menos de 1.750 SCF/SBT Menor a 40 Menor de 2 resBL/SBT Mas del 20% Muy Oscuros Negro Marrón
PETRÓLEO NEGRO / BLACK OIL
GORi º API
Boi HC Pesados
considerable para producir una gran cantidad de gas como se puede apreciar en la Figura 9. (Craft, 1977)
Figura 9. Diagrama de Fase Petróleo Negro
(Craft, 1977)
2.6.2 PETRÓLEO VOLÁTIL / VOLATIL OIL
El petróleo volátil o “cuasi-crítico” es un hidrocarburo líquido con componentes intermedios y livianos; el gas que se separa de este tipo de petróleo es llamado Gas Retrógrado y se produce cuando el yacimiento produce a una presión menor a la Presión de Burbuja, sus características están descritas en la Tabla 2 (Ramos, 2010)
Tabla 2. Características del Petróleo Volátil
(Ramos, 2010)
2.000 - 3.200 SCF/SBT Mayor de 40 Mayor de 2 resBL/SBT Entre 12,5% y 20% Marrón Naranja Verde
PETRÓLEO VOLÁTIL / VOLÁTIL OIL
GORi º API Boi HC Pesados
Estos yacimientos tienen hidrocarburos que se encuentran a una temperatura ligeramente menor a la temperatura del punto crítico (Figura 10), esta mezcla de hidrocarburos en el estado inicial se encuentra cerca al punto crítico, una pequeña disminución de presión permite una excesiva liberación de gas causando un agotamiento acelerado de estos yacimientos. (Craft, 1977)
Figura 10. Diagrama de Fase Petróleo Volátil
(Craft, 1977)
2.6.3 GAS RETRÓGRADO / RETROGRADE GAS
El gas retrogrado es un hidrocarburo gaseoso ubicado en el diagrama de fases por encima de la presión critica, mientras la presión se reduce este hidrocarburo se condensa y evapora nuevamente, este gas se procesa para obtener fracciones de C2 hasta C6, sus características están descritas en la
Tabla 3. Características del Gas Retrógrado
(Ramos, 2010)
En el diagrama de fases Figura 11, se puede observar que en el gas retrogrado a medida que la presión desciende alcanza la presión de rocío donde aparece el crudo condensado, con el propósito de obtener la mayor cantidad de líquidos es contenido en separadores. (Craft, 1977)
Figura 11. Diagrama de Fase Gas Retrógrado
(Craft, 1977)
Más de 3.200 SCF/SBT Mas de 57 ---Entre 4% y 12,5% Marrón Naranja Verde y Blanco
GAS RETRÓGRADO / RETROGRADE GAS
GORi º API
Boi HC Pesados
2.6.4 GAS HÚMEDO / WET GAS
El gas húmedo existe como gas mientras se encuentra en el yacimiento y se condensa al llegar a los separadores de superficie, es rico en GMP (Galones de C3+ por 1000 ft3 de gas), sus características están descritas en la Tabla
4. (Ramos, 2010)
Tabla 4. Características del Gas Húmedo
(Ramos, 2010)
El condensado del gas húmedo solo se puede obtener a través de la utilización de separadores que trabajen a presiones y temperaturas determinadas, a través de la reducción de presión en el diagrama de fases Figura 12. Se atraviesa la presión de rocío y se consiguen hidrocarburos líquidos de alta gravedad API (Craft, 1977)
Más de 50.000 SCF/SBT Mas de 57 ---De 0,7% a 4,0%
Blanco
GAS HÚMEDO / WET GAS
GORi º API
Boi HC Pesados
Figura 12. Diagrama de Fase Gas Húmedo (Craft, 1977)
2.6.5 GAS SECO / DRY GAS
El gas seco está formado principalmente por metano y pocos hidrocarburos intermedios, su nombre viene del hecho de que no tiene una cantidad representativa de hidrocarburos pesados, su composición es la misma en el yacimiento como en superficie y se lo conoce como gas natural, sus características están descritas en la Tabla 5. (Ramos, 2010)
Tabla 5. Características del Gas Seco
(Ramos, 2010)
En el gas seco no se puede extraer condensado, en su diagrama de fases Figura 13, no se observa condensación retrograda debido a que se mantiene
N/A N/A ---Menos de 0,7% GAS SECO / DRY GAS
GORi º API
Boi HC Pesados
lejos de la presión de rocío, su única utilidad es para gas natural. (Craft, 1977)
Figura 13. Diagrama de Fase Gas Seco
(Craft, 1977)
2.6.6 COMPARACIÓN DE LOS TIPOS DE HIDROCARBUROS DE ACUERDO A SU
DIAGRAMA DE FASES
Figura 14. Comparación de los diagramas de fase
(Craft, 1977)
2.7 UTILIDADES DEL GAS NATURAL
El gas natural sirve como combustible para usos domésticos, industriales y para la generación de energía termoeléctrica; en el área industrial es la materia prima para el sector de la petroquímica ya que a partir del gas natural se obtienen diversa variedad de plásticos; por estas razones se puede deducir que la utilidad del gas natural es múltiple especialmente para la industria petrolera ya que se lo utiliza para sustituir equipos que funcionan con combustibles sólidos o líquidos por equipos que funcionen con gas por su alto poder calórico. (REPSOL YPF, 2010)
2.7.1 INDUSTRIA QUÍMICA / PETROQUÍMICA
2.7.2 INDUSTRIA DEL CEMENTO
Se utiliza el gas natural para generación de energía térmica en el proceso de producción de cemento. (REPSOL YPF, 2010)
2.7.3 INDUSTRIA DEL VIDRIO
Las operaciones térmicas de la industria del vidrio se clasifican en dos grupos de naturaleza distinta, uno de ellos es la utilización del gas natural para generación de energía térmica, por su alto poder calorífico y bajo impacto ambiental. (REPSOL YPF, 2010)
2.7.4 INDUSTRIA DEL PETRÓLEO
En la industria del petróleo se utiliza el gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros, para sustituir equipos que consumen combustibles destilados directamente del petróleo, en generadores combinados gas/petróleo, para procesos de inyección de gas en yacimientos depletados, manejo óptimo de los fluidos del reservorio, producción de hidrocarburos, consideraciones en el diseño de completaciones de fondo de pozo, diseño y optimizaciones de variables de operación en facilidades de superficie, proyectos de recuperación secundaria por inyección de hidrocarburos miscibles, consideraciones para el diseño de plantas de tratamiento de gas, entre otros. (REPSOL YPF, 2010)
2.8 DETERMINACIÓN DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS
NATURAL
2.8.1 CROMATOGRAFÍA DE GASES
manera más básica, y no solo componentes gaseosos-volátiles que son los que más nos interesan para este proyecto, sino también impurezas presentes como restos sólidos, agua, azufre y otros componentes que convierten en este caso al gas proveniente de pozos petroleros en un gas amargo; así como propiedades del gas como poder calorífico y densidad para tener un conocimiento adecuado del tipo de gas con el que se está tratando para proponer su tratamiento y utilización; existen 2 tipos de cromatografía de gases la cromatografía gas-sólido (CGS) y cromatografía gas-líquido (CGL), siendo esta última la más utilizada; las técnicas cromatográficas se sustentan en la aplicación de la mezcla en un punto, denominado Punto de Inyección o Aplicación seguido de la influencia de la fase móvil; las cromatografías se utilizan a menudo como criterio de pureza de compuestos orgánicos, los contaminantes, de estar presentes, se manifiestan por la aparición de picos adicionales; las áreas de estos picos proporcionan una estimación aproximada del grado de contaminación. La técnica también es útil para evaluar la efectividad de los procedimientos de purificación. (PDVSA/CIED, 2011)
2.8.2. DESCRIPCIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES
2.8.2.1. Funcionamiento del equipo cromatógrafo de gases
La muestra del gas mezclado con un "gas portador", que puede ser helio o hidrógeno etc. ("fase móvil") es pasada a través de una columna de un sólido inerte, poroso, granulado, tal como polvo de ladrillo refractario ("soporte"), cuya superficie está cubierta con una fina película de un líquido absorbente no volátil, tal como silicón ("fase estacionaria"). En su viaje a través de la columna, los distintos componentes del gas son absorbidos con distinta velocidad e intensidad sobre la fase estacionaria y después desorbidos gradualmente por la corriente del gas portador puro. Con dimensiones y velocidades apropiadas, se consigue una separación completa del gas en sus componentes; se pueden observar las partes de las que consta un equipo cromatógrafo de gases en la Figura 15. (Pino, 2010)
Figura 15. Equipo cromatógrafo de gases (Pino, 2010)
los últimos años, la utilización de los métodos cromatográficos para el análisis de gases ha ido en auge, por la rapidez y relativa sencillez de los procedimientos. (Pino, 2010)
2.9 PARÁMETROS QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTO
DEL GAS HIDROCARBURO
El gas hidrocarburo que proviene de pozos petroleros se ve afectado de diferentes maneras por condiciones físicas al momento en que un pozo está produciendo, por esta razón es importante controlar los parámetros principales en pozos que producen cantidades considerables o utilizables de gas natural.
2.9.1 PRESIÓN
La presión es de vital importancia en pozos con alto contenido de gas ya que determina si estos pueden estar produciendo sobre o bajo el punto de burbuja, y dependiendo de su presión se deben diseñar las facilidades de superficie; además afecta al transporte del gas a través de gasoductos o en buque tanques, presiones de operación y de equipos, entre otras. (William, 2007)
2.9.2 VOLUMEN
2.9.3 MASA
La masa que tiene un gas se mide de acuerdo con el sistema de unidades SI, también se expresa en # moles de sustancia. (William, 2007)
2.9.4TEMPERATURA
La temperatura del gas tiene relación directa con el movimiento de las moléculas que lo componen, el control de la temperatura del gas proveniente de pozos petroleros es una condición crítica ya que afecta en gran medida a los equipos, y está directamente relacionada a los procesos de producción, tratamiento, transporte y consumo de gas principalmente para la generación de energía térmica por medio de la utilización de generadores de gas o gas petróleo en la industria petrolera para suplementar los requerimientos energéticos de las facilidades de superficie. (William, 2007)
2.10 CONDICIONES DE LOS GASES PUROS, TEMPERATURAS
Y PRESIONES CRÍTICAS
Un gas se puede licuar, por reducción de temperatura ya que al reducirse la energía cinética de las moléculas, se forman gotas, y utilizando presión que obliga a las moléculas a mantenerse en estado líquido por compresión, las condiciones críticas se dan en gases puros, a diferencia de las condiciones pseudocríticas que son para la mezcla de gases. (Kittel, 1996)
2.10.1 TEMPERATURA CRÍTICA
2.10.2 PRESIÓN CRÍTICA
La presión crítica es el valor más alto al que una sustancia pura puede existir como líquido en equilibrio con su fase gaseosa, a su vez es la presión mínima para licuar un gas a temperatura crítica. (Kittel, 1996)
2.11 REQUISITOS QUE DEBE CUMPLIR EL GAS NATURAL
De acuerdo a la Norma ecuatoriana NTE INEN 2 489:2009 los requerimientos que debe cumplir el gas natural seco, nacional o importado, para suministro del país en consumo de los sectores industrial, automotriz, residencial, comercial, entre otros, estos requisitos se encuentran en la Tabla 6. (NTE 2 489:2009, 2009)
Tabla 6. Requisitos del gas natural
2.12 FUNCIONAMIENTO DEL GAS EN FLUJO MULTIFÁSICO
En la industria petrolera el flujo multifásico es el movimiento de los fluidos provenientes del pozo a superficie a través de la tubería, la medición multifásica es el proceso de determinar los volúmenes de petróleo, gas hidrocarburo y agua producidos en los pozos, sin necesidad de separarlos previamente como se puede apreciar en la Figura 16, el monitorear el flujo multifásico permite tener una mejor explotación de los yacimientos, el entendimiento de los fenómenos que ocurren durante el flujo multifásico es importante para la industria. (Alfaro, 2012)
Figura 16. Flujo multifásico de pozos (Alfaro, 2012)
2.12.1 FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS
permite estimar la presión requerida en fondo del pozo para transportar el hidrocarburo producido a superficie. (Alfaro, 2012)
En el flujo multifásico se deben tomar en cuenta algunas consideraciones como:
La geometría de la tubería
Las propiedades físicas de las fases
Las condiciones prevalecientes del sistema Los gastos de flujo
El movimiento de la interface gas-líquido
El flujo de gas hidrocarburo desde que sale del yacimiento pasando por el cabezal de pozo hasta llegar a su sitio de recolección es de flujo continuo, y a estas condiciones no puede ser almacenado por largo tiempo, así que su volumen debe ser identificado durante su flujo por la tubería lo cual no es fácil de realizar por sus variación en torno a las condiciones de presión y temperatura, esto indica que el comportamiento del gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros depende directamente de las condiciones a las que se encuentre el yacimiento. (Alfaro, 2012)
2.13 ANÁLISIS PVT DE LABORATORIO
En la industria petrolera se necesita conocer el comportamiento de los fluidos del yacimiento en el fondo y en superficie; en vista que este comportamiento depende de las condiciones de presión, volumen y temperatura; se deben determinar las propiedades físicas de los fluidos a partir del análisis PVT, e identificar el cambio en la composición del gas hidrocarburo debido a la producción del yacimiento. (Paris de Ferrer, 2010)
El diseño de completación del pozo en base a las propiedades de los fluidos producidos.
La concentración de H2S y N2 del gas producido.
El efecto generado en pozos con procesos de re-inyección de gas. El cambio de la composición de los fluidos producidos en función del
tiempo
Mediante la composición detallada del gas hidrocarburo se pueden determinar la mayoría de sus propiedades físicas. (Paris de Ferrer, 2010)
2.13.1 MUESTREO DE FLUIDOS PARA ANÁLISIS PVT
Las propiedades PVT se determinan en laboratorio utilizando una muestra de fluido del yacimiento la cual puede obtenerse de dos formas:
1. Toma muestras en el fondo de pozo para tomar la muestra a condiciones de yacimiento. (Ahmed, 2001)
2. Tomando muestras de gas y petróleo en superficie y mezclarlas de acuerdo a la Relación Gas Petróleo (GOR). (Ahmed, 2001)
Antes de tomar las muestras, se debe considerar lo siguiente:
El pozo debe ser lo más reciente posible, para minimizar los efectos del gas libre en el yacimiento. (Paris de Ferrer, 2010)
El pozo debe tener el mayor índice de productividad posible, para mantener alta la presión en las cercanías del pozo.
Si es un pozo que produce agua en alta cantidad se debe tener cuidado con la ubicación de los equipos toma muestras. (Paris de Ferrer, 2010)
Se debe seleccionar un pozo con la Relación Gas Petróleo (GOR) lo más estable posible para poder tomar una muestra representativa. (Paris de Ferrer, 2010)
Existen tres formas para obtener muestras de fluidos en el yacimiento que son; muestras de fondo, muestras recombinadas y muestras de flujo. (Ahmed, 2001)
2.13.1.1 MUESTRAS DE FONDO
Para tomar este tipo de muestras se debe producir el pozo a la tasa de flujo más baja posible, hasta que se haya estabilizado la Relación Gas Petróleo (GOR) de producción para obtener la presión de fondo fluyente más alta, es recomendable alcanzar la menor saturación de gas posible en las cercanías del pozo; el tiempo para esta operación puede variar de un par de horas a varios días dependiendo de la productividad del pozo y la saturación de gas libre en el momento de iniciar con el proceso. (Ahmed, 2001)
Figura 17. Equipo toma-muestras de fondo para Análisis PVT
(Ahmed, 2001)
2.13.1.2 MUESTRAS RECOMBINADAS
Para este proceso la toma de muestras se realiza en el separador de superficie y posteriormente en laboratorio se recombinan los fluidos en las mismas proporciones que existían en las pruebas de producción efectuadas, una vez tomadas las muestras se debe estar seguro de obtener los volúmenes necesarios para poder recombinarlas en la relación requerida. (Ahmed, 2001)
Además de las muestras se necesita la siguiente información complementaria para realizar la recombinación de muestras adecuada:
Volumen de petróleo en el separador y tanque de almacenamiento Temperatura y presión de separador
Gravedad especifica del gas Temperatura del fondo del pozo Presión fluyente del pozo
Este método es excelente cuando el pozo está fluyendo a una presión mayor a la presión de burbuja; si la presión es menor se produce gas libre y la presión de burbuja obtenida en laboratorio será mayor que la original del yacimiento. (Ahmed, 2001)
2.13.1.3 MUESTRAS DE FLUJO
Este procedimiento se aplica a la toma de muestras en pozos productores de condensados, para realizarlo se deben tener las mismas consideraciones que el método de recombinación de muestras, este método utiliza un tubo de pequeño diámetro el cual se introduce en el centro de la tubería de flujo del pozo, donde exista la mayor velocidad de flujo, este fluido es desviado a un separador auxiliar para tomar muestras, el lugar adecuado de ubicación del tubo es unos pies bajo el cabezal del pozo, este método es rápido y da buenos resultados de campo. (Ahmed, 2001)
2.13.2 PRUEBA DE EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN CONSTANTE
La prueba de composición constante más conocida como prueba presión-volumen, permite medir el volumen total relativo por un proceso de equilibrio o liberación instantánea y se lleva a cabo para yacimientos de petróleo o gas condensado, mediante esta prueba se puede determinar:
Presión de burbuja
Coeficientes de compresibilidad isotérmica por encima de la presión de burbuja
Factores de compresibilidad de la fase gaseosa
El procedimiento como se puede observar en la Figura 18. Consiste en colocar una muestra de hidrocarburo en una celda PVT a condiciones de temperatura de yacimiento y presión superior a la presión inicial, la presión disminuye a temperatura constante mientras se remueve el mercurio a pequeños intervalos e incrementando el espacio disponible para el fluido; se mide el cambio de volumen total de hidrocarburos Vt para cada incremento
de presión. (Paris de Ferrer, 2010)
Figura 18. Prueba de expansión a composición constante (Paris de Ferrer, 2010)
El procedimiento continúa hasta observar un cambio brusco en la pendiente del grafico de P vs V, el que ocurre cuando el gas en solución comienza a liberarse y el volumen correspondiente Vs se registra y se utiliza de
referencia. (Paris de Ferrer, 2010)
2.13.3 PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL
presiones predeterminadas o incrementos en volumen, se retira el mercurio de la celda hasta liberar el gas en solución y se agita la celda hasta hallar el equilibrio entre gas liberado y petróleo remanente en la celda. (Paris de Ferrer, 2010)
Figura 19. Prueba de liberación diferencial
(Paris de Ferrer, 2010)
El volumen remanente se mide a cada nivel de presión; este sistema se caracteriza por la variación de la composición del hidrocarburo, los datos experimentales obtenidos con esta prueba son los siguientes:
Relación gas disuelto en el petróleo (GOR)
Reducción de volumen de petróleo en función a la presión Composición del gas
Factor de compresibilidad del gas Gravedad especifica del gas
2.13.4 PRUEBA DE SEPARADORES
Esta prueba trata de simular lo que ocurre en los separadores en campo, para esto se carga una muestra en una celda a presión de yacimiento, el cual se descarga a un sistema de separadores de una, dos y tres etapas a diferentes presiones como se puede ver en la Figura 20. (Paris de Ferrer, 2010)
Figura 20. Prueba de separadores
(Paris de Ferrer, 2010)
En cada etapa el gas se separa del líquido, se mide el volumen de gas y de líquido remanente, con esta información se puede identificar el GOR a cada etapa de separación y el factor volumétrico en este esquema. A través de esta prueba se determinan los cambios en el comportamiento volumétrico de los fluidos del yacimiento mientras pasan por los separadores hasta llegar al tanque de almacenamiento, este comportamiento está determinado por las condiciones de las facilidades de superficie. (Paris de Ferrer, 2010)
Factor volumétrico
Relación gas-petróleo (GOR)
2.13.5 PRUEBA DE VISCOSIDADES
Las viscosidades de yacimientos con gas en solución se determinan a través el viscosímetro que permite medir la μg a cualquier condición de presión y
temperatura, la variación de la viscosidad a esas condiciones se calcula por medio de correlaciones. (Paris de Ferrer, 2010)
La viscosidad del gas hidrocarburo se ve afectada por los siguientes factores:
A bajas presiones (<1000-1500 psia), a medida que aumenta la temperatura, la viscosidad del gas hidrocarburo incrementa debido al incremento de energía cinética de las moléculas que producen gran número de choques intermoleculares. (Araujo, 1984)
A elevadas presiones (1000> μg<15000 psia), a medida que aumenta
la temperatura, disminuye la viscosidad del gas hidrocarburo debido a la expansión térmica de las moléculas. A elevadas presiones las distancias intermoleculares de los gases son pequeñas y un gas tiende a comportarse como un líquido. (Araujo, 1984)
A cualquier temperatura, la viscosidad de un gas aumenta con el incremento de presión debido a la disminución de las distancias intermoleculares. (Araujo, 1984)
La viscosidad es expresión de su resistencia al flujo y debido a los incrementos de temperatura, su viscosidad incrementa como resultado de la actividad molecular a presiones bajas. (Ramos, 2010)
Dónde:
μg= Viscosidad del gas, cP
μo= Viscosidad a condiciones de referencia, cP
T= Temperatura, °K
n= Constante de cada componente
CAPÍTULO III
3. METODOLOGÍA
3.1 ANÁLISIS PVT
En la industria petrolera identificar el comportamiento de yacimientos, cálculo de reservas y diseño de equipos, requieren el conocimiento de las propiedades físicas de los fluidos, esto se realiza a través del Análisis PVT (Presión-Volumen-Temperatura) donde las propiedades del gas hidrocarburo se determinan a través de la toma y análisis de muestras en el fondo del pozo mediante un conjunto de pruebas de laboratorio que consisten en determinar las relaciones de presión, volumen y temperatura para una mezcla de hidrocarburos en flujo multifásico.
3.2 DETERMINACIÓN DE CORRELACIONES PARA EL
CÁLCULO
DE
LAS
CONDICIONES
PVT
DEL
GAS
HIDROCARBURO
Para poder analizar el comportamiento de los fluidos del yacimiento, es de gran importancia determinar las propiedades físicas del gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros; estableciendo las correlaciones y ecuaciones necesarias para su cálculo.
3. 2.1 CONSTANTE UNIVERSAL DE LOS GASES (R)
R es la constante universal de los gases ideales, se calcula de acuerdo al sistema de unidades que se requiera, para el diseño del software especializado para cálculos de condiciones PVT del gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros se utiliza R= 10,73
, y este valor
se determina a través de las condiciones estándar de cada uno de los componentes de la ecuación general de los gases, de la siguiente manera:
[Ec. 5]
Dónde:
P= Presión, (14,7 psia) V= Volumen (379,6 ft3)
n= Número de moles (1 lb mol)
R= Constante universal de los gases ideales
T= Temperatura absoluta (°R)
3.2.2 CÁLCULO DE CONDICIONES PSEUDOCRÍTICAS Y PSEUDOREDUCIDAS (Tsc
& Psc; Psr & Tsr)
Las condiciones de presión, temperatura, pseudocríticas y pseudoreducidas, se calculan para mezcla de gases, a diferencia de las condiciones críticas y reducidas, que son para compuestos puros.
3. 2.3 NÚMERO DE MOLES (n)
El número de moles para el gas hidrocarburo se determina a través de la sumatoria de la razón entre el peso de cada componente y su peso molecular equivalente.
[Ec. 6]
Dónde:
nT = Número de moles totales del gas hidrocarburo
ni = Número de moles de cada componente del gas hidrocarburo
m = %P/P o peso de cada componente
M = Peso molecular de cada componente del gas hidrocarburo
3. 2.4 FRACCIÓN MOLAR (yi)
La fracción molar de cada componente se determina para poder calcular algunas de las propiedades más importantes del gas hidrocarburo.
[Ec. 7]
Dónde:
ni = Número de moles de cada componente del gas hidrocarburo nT = Número de moles totales del gas hidrocarburo
3. 2.5 PESO MOLECULAR (M)
El peso molecular del gas hidrocarburo se determina a través de los pesos moleculares de las fracciones que lo componen.
[Ec. 8] Dónde:
M = Peso molecular del gas hidrocarburo, lb/lb-mol yi = Fracción molar de cada componente
Mi = Peso molecular de cada componte del gas hidrocarburo
3. 2.6 TEMPERATURA Y PRESIÓN PSEUDOCRÍTICA (Tsc & Psc)
La presión y temperatura pseudocríticas se calculan a través del Método de Kay, Wb y están dadas por:
[Ec. 9]
[Ec. 10]
Dónde:
Psc = Presión pseudocrítica del gas hidrocarburo (psia)
Tsc = Temperatura pseudocrítica del gas hidrocarburo (°R)
Pci = Presión crítica del componente i (psia)
Tci = Temperatura crítica del componente i (°R)
