BASICO DE GAS NATURALHIDROCARBUROS ESTABLES Metano, etano, propano, iso-butano, normal-butano. ISO-pentano, normal-pentano...
GNV: Es un gas natural comprimido, que se mantiene en esas condiciones a temperaturaambiental y alta presión, para ser usa...
MECANISMO DE PRODUCCION.Empuje que se producen de manera natural e inducida, entre estos mecanismos tenemosla   segregació...
petróleo, este influjo además de mantener los niveles de presión alcanzados hace que elpetróleo que se encuentra en la par...
De acuerdo con los volúmenes de gas o petróleo que contienen los yacimientossede nominan:Yacimientos de Petróleo:En éstos ...
Yacimientos de Condensados:En estos yacimientos de hidrocarburos están en estado gaseoso, porcaracterísticas específicas d...
METODOS DE PRODUCCION DETERMINAR EL COMPORTAMIENTO DEAFLUENCIA EN FUNCIÓNDEL TIEMPO.Para la construcción del modelo de afl...
DATOS DE COMPLETACIÓNProfundidad y desviación del pozo.Diseño de revestidores (profundidad, peso y diámetro).Diámetro, pes...
Predicción de la IPR en el tiempoEl proceso de definición de métodos de producción no esta completo si no seconsiderael co...
deoperación y sus componentes. Todo esto determina los niveles de inversionesnecesariosy sus respectivos costos de operaci...
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Basico de gas naturalhidrocarburos estables

  1. 1. BASICO DE GAS NATURALHIDROCARBUROS ESTABLES Metano, etano, propano, iso-butano, normal-butano. ISO-pentano, normal-pentano, y heptano, etc.; en algunos casos se puede detectar hasta do decano (C12).IMPUREZAS O NO HIDROCARBUROS Vapor de agua, Nitrógeno, Monóxido de Carbono, Dióxido de Carbono, Sulfuro dehidrógeno, Dióxido de Azufre, Mercaptano, Sulfuro de carbonilo y helio, etc.-.GAS SECO:Es un gas natural que solo contiene hidrocarburos en forma gaseosa, por lo general tieneun alto porcentaje de los hidrocarburos livianos. C1, C2.-.GAS HÚMEDOEs un gas natural que contiene compuestos pesados en forma de neblina (liquido).-.GAS SATURADOEs un gas natural que contiene el máximo de vapor de agua que puede absorber dichogas, a una determinada presión y temperatura.GAS RICO:Es un gas natural con alto contenido de compuestos pesados en forma gaseosa ( C3+) ypor lo tanto con alto poder calórico. GAS POBREEs un gas natural con alto contenido de metano (C1), por encima del85% y por lotanto bajo poder calorífico.GAS DULCEEs un gas natural sin contenido de impurezas ácidas de Co2, H2S, etc. aunquecomercialmente se acepta hasta 0.25 granos/100 pcn, (1 lb = 7000 granos).GAS AGRIOEs un gas natural con impurezas ácidas de H2S, etc.GLPEs una mezcla de hidrocarburos en estado líquido, formada especialmente por propanoy butano, que se mantiene líquida a temperatura ambiental y presiones moderadas (>200 lpcm), pero a condiciones ambientales es un gas.GNL:Es un gas natural licuado, que se mantiene en éstas condiciones a presión atmosférica y– 162 °C, ocupando un volumen 600 veces menor, generalmente es un gas pobre conalto porcentaje de metano.GN:Es una mezcla de hidrocarburos pesados, entre pentanos y heptano, que se mantienelíquida a condiciones ambientales, estos hidrocarburos se obtienen del gas natural y seles llama gasolina natural.
  2. 2. GNV: Es un gas natural comprimido, que se mantiene en esas condiciones a temperaturaambiental y alta presión, para ser usado como combustible para vehículosEL GAS ASOCIADOSe encuentra en formaciones geológicas consolidadas o no, asociado al petróleo deformación, o bien en la parte superior del yacimiento. Se le llama RGP a la relaciónmatemática de pies cúbicos de gas a condiciones normales porcada barril de petróleoproducido.EL GAS CONDENSADO: Es una mezcla de hidrocarburos parafínicos livianos, que se mantiene líquida acondiciones de yacimiento, pero a condiciones ambientales su estado es gaseoso.EL GAS LIBRE:Se encuentra en formaciones porosas, asociado solo al agua deformación, aunquetradicionalmente por razones puramente comerciales se considera gas libre a aquel gasque está asociado a hidrocarburos líquidos en una relación de: un barril o menos, delíquido por cada cien mil pies cúbicos normales de gas (RGP 100.000). PROPIEDADES EXTENSIVAS:Son aquellas que dependen de la cantidad de la sustancia, tales como: longitud, volumen(V), masa (m), peso, temperatura, calor.PROPIEDADES INTENSIVAS:Son características propias de la sustancia, independiente de la extensión que ocupe, sonellas: solubilidad, punto de fusión, punto de ebullición, presión de vapor, viscosidad,tensión superficial , volumen especifico, densidad, Las propiedades intensivas en surango de valores presentan en un puntociertas condiciones especiales, que se le llaman “propiedades intensivas críticas” y aese punto “Estado crítico” o “Punto crítico”.PRESIÓN DE OPERACIÓN:Es la presión a la cual se está llevando a cabo el proceso, (POP ).PUNTO DE ROCÍO:Es la temperatura a la cual comienza a condensarse el vapor de agua presente en el gas,cuando la temperatura está declinando a presión constante,(Trocio).FACTOR DE SUPERCOMPRESIBILIDAD:Es la relación de volúmenes entre ungas real y el mismo considerado ideal, (Z).GAS IDEALEs una sustancia que cumple con las siguientes condiciones: El volumen ocupado porlas moléculas es pequeño comparado con el volumen total delgas. Las colisiones entrelas moléculas del gas son elásticas. Entre las moléculas del gas no existen fuerzas deatracción ni de repulsión. La sustancia no tiene un volumen definido, sino que ocupacualquier espacio disponible, variando su presión.
  3. 3. MECANISMO DE PRODUCCION.Empuje que se producen de manera natural e inducida, entre estos mecanismos tenemosla segregación gravitacional, empuje por capa de gas, empuje por gas en solución yempuje por agua Segregación Gravitacional:Este mecanismo de empuje por lo general hace que el gas que se libera del petróleo porcompactación vaya directamente hacia el tope del reservorio mientras que el petróleoliquido vaya hacia el fondo verticalmente, este fenómeno ocurre por la permeabilidaddela roca, esta permeabilidad debe ser alta para que las fuerzas gravitacionales superenlo suficiente a las fuerzas viscosas. Para que la recuperación de hidrocarburos sea mayordebe existir una capa de gas inicial en el yacimiento. Debido al alto buzamiento quedeben presentar estos yacimientos para que pueda ocurrir de manera optima lasegregación gravitacional, existe un proceso que hace que el gas se mueva hacia arriba yel petróleo liquido hacia abajo pero teniendo en cuenta que el flujo de los mismo debeser paralelo al ángulo de buzamiento y no de manera perpendicular al mismo. Este tipode mecanismo suele ser el mecanismo de empuje más eficiente si no es visto desde elpunto de vista económico.Empuje por capa de gas:La presión inicial en el yacimiento debe ser equivalente a la presión que tiene el puntode burbuja ya que el petróleo liquido y el gas deben estar en equilibrio. Este tipo demecanismo por lo general causa un desplazamiento del petróleo liquido hacia lasuperficie y por ende un aumento en la producción del mismo debido a queinicialmente se tiene una capa de gas inicial que hace que el petróleo tenga la máximacantidad posible de gas disuelto debido a esto cuando se reduce la presión el gasdisuelto se libera por lo cual la capa de gas generada aumenta causando undesplazamiento gradual del petróleo. El reservorio debe presentar unas característicaspara que la expansión de la capa de gas producir mas petróleo dichas características sonlas de que el petróleo o reservas en el yacimiento deben ser de tipo volátil o pocoviscosas, deben poseer una alta gravedad API, una diferencia notable entre la densidaddel petróleo y la del gas; la formación debe presentar alta permeabilidad y un altorelieve en su estructura.Empuje por gas en solución:Es el principal mecanismos de empuje utilizado en los reservorios, la presión inicial enel yacimiento debe ser mayor o igual a la del punto de burbuja, debido a la producciónla presión disminuirá velozmente hasta el punto de burbuja, en esta fase el gas estadisuelto en el petróleo, mientras los niveles de presión siguen cayendo el gas se liberadentro del reservorio haciendo que la saturación de gas supere los niveles críticos,por lo tanto tiende a moverse. Como no se forma una capa de gas la permeabilidaddentro del yacimiento debe ser pequeña para que el gas fluya libremente a través de losporos de la roca y como consecuencia el petróleo liquido emerja y aumente así laproducción inicial de petróleo. Los hidrocarburos presentes en el reservorio deben sertener una alta gravedad API y una baja viscosidad, además la formación en donde seencuentren estos yacimientos debe ser homogénea.Empuje por agua:En estos yacimientos por lo general no hay capa de gas, por lo tanto los nivelesdepresión inicial deben ser superiores a los del punto de burbuja, como la presión se vedisminuida por la producción de fluidos se genera un diferencial de presión en elCAPO, esto hace que el agua contenida en ese yacimiento invada al reservorio de
  4. 4. petróleo, este influjo además de mantener los niveles de presión alcanzados hace que elpetróleo que se encuentra en la parte ya invadida tenga un desplazamiento gradual hacialos niveles de menor presión, por consecuencia los niveles de producción aumentandebido a este mecanismo de producción.La solubilidad del gas en el petróleo crudo depende de: a)Presión b) Temperatura c) Composición del gas y del petróleo. Para un mismo gas ypetróleo tenemos:Para una temperatura constante: La cantidad de gas en solución aumenta conforme se incrementa la presión.Para una presión constante: la cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura aumentaPara determinada presión y temperatura: La cantidad de gas en solución aumenta a medida que las composiciones del gas y delpetróleo se asemejan, es decir, es mayor engases de alta y en petróleos de baja gravedadespecifica, o sea, en petróleos de alta gravedad API.Acotación:El gas es infinitamente soluble en el petróleo, la cantidad de gas esta solamente limitadapor la presión o por la cantidad de gas disponible.Estado saturado y subsaturado del petróleoSe dice que un petróleo crudo está saturado con gas a cualquier presión y temperaturasial reducir ligeramente la presión se libera gas de la solución. Inversamente, si no selibera gas de la solución se dice que el petróleo esta subsaturado(o no saturado) a esapresión.Acotaciones: - El estado subsaturado implica que existe una deficiencia de gas y si hubiera existidosuficiente gas, el petróleo se encontraría en un estado saturado a esa presión.- El estado subsaturadoImplica que no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir no hay capa de gas. Yacimiento:Acumulación de hidrocarburos en el interior de la tierra que se origina cuando las rocasen el subsuelo presentan condiciones adecuadas de forma y compactación para que estoscompuestos químicos queden atrapados. Existen yacimientos de petróleo, gas, ocombinación de ellosYacimiento Saturado:Petróleo en el cual no se pueden disolver cantidades adicionales de gas natural.Yacimiento No Saturado:Petróleo en el cual se pueden disolver cantidades adicionales de gas natural
  5. 5. De acuerdo con los volúmenes de gas o petróleo que contienen los yacimientossede nominan:Yacimientos de Petróleo:En éstos el petróleo es el producto dominante y el gas está como productosecundario disuelto en cantidades que dependen de la presión y la temperaturadel yacimiento. Reciben el nombre de yacimientos saturados* cuando elpetróleo no acepta más gas en solución bajo las condiciones de temperaturas ypresión existentes, lo que ocasiona que cualquier exceso de gas se desplacehacia la parte superior de la estructura, lo que forma una capa de gas sobre elpetróleo. En yacimientos de petróleos no saturados* también se desarrolla la capa degas por los vapores que se desprenden en el yacimiento al descendentes lapresión. La mayor parte del gas natural producido en Venezuela hoy en día,proviene de yacimientos de gas en soluciónYacimientos de Gas-Petróleo:Son aquellas acumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas en laparte más alta de la trampa. La presión ejercida por la capa de gas sobre la delpetróleo es uno de los mecanismos que contribuye al flujo natural del petróleohacia la superficie a través de los pozos. Cuando baja la presión y el petróleoya no puede subir espontáneamente, puede inyectarse gas desde la superficiea la capa de gas del yacimiento, aumentando la presión y recuperandovolúmenes adicionales de petróleo
  6. 6. Yacimientos de Condensados:En estos yacimientos de hidrocarburos están en estado gaseoso, porcaracterísticas específicas de presión, temperatura y composición. El gas estámezclado con otros hidrocarburos líquidos; se dice que se halla en estadosaturado. Este tipo de gas recibe el nombre de gas húmedo*.Durante laproducción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas secondense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de película a lasparedes de los poros queda atrapado y no puede ser extraído. Esto puedeevitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimientoYacimientos de Gas Seco:En éstos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienenhidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos porlos cambios de presión temperatura. El gas se genera gracias a un proceso deexpansión, parecido al que ocurre en las bombonas, donde la cantidad de gasestá relaciona da con la presión del embaceYacimientos de Gas Asociado:El gas que se produce en los yacimientos de petróleo, el gas-petróleo y decondensado, recibe el nombre de gas asociado*, ya que se produceconjuntamente con hidrocarburos líquidos. El gas que se genera enyacimientos de gas seco* se denomina gas no asociado o gas libre* y suspartes líquidas son mínimas
  7. 7. METODOS DE PRODUCCION DETERMINAR EL COMPORTAMIENTO DEAFLUENCIA EN FUNCIÓNDEL TIEMPO.Para la construcción del modelo de afluencia el Ingeniero de Optimización debetener una idea clara de la capacidad de producción del pozo o afluencia. Estadescribe el comportamiento del yacimiento y de las fuerzas que mueven losfluidos hacia el pozo. Para lo cual se requiere conocer:DATOS DE YACIMIENTOPresión estática del yacimiento.Presión de burbujeo.Viscosidad del petróleo.Profundidad del intervalo abierto.Tasa de producción estimada.Temperatura del yacimientoGravedad específica del fluidoGravedad del gas.Volumen de gas en solución.Declinación.Reservas.DATOS DE PRODUCCIÓNPresión de tubería en superficie.Relación gas petróleo.Porcentaje de agua y sedimentos.Gravedad API.Manejo de fluidos indeseables (arena, emulsiones, gas, H2S, etc.)Presión de fondo fluyente (por registros de producción o correlaciones).Tasa de producción. La información de los datos de yacimiento y producción,serán validados conjuntamente por el Ing. de Desarrollo de Yacimiento y el Ing.de Optimización. Se obtendrán desde el Modulo POZO del sistema Centinela.
  8. 8. DATOS DE COMPLETACIÓNProfundidad y desviación del pozo.Diseño de revestidores (profundidad, peso y diámetro).Diámetro, peso y profundidad de tubería de producción. Se requiere eldesarrollo/homologación de una aplicación contentiva de la información decompletación que permita la automatización de la construcción del modelo depozo (PRAP).CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR/IPPara predecir el comportamiento de afluencia del pozo, se conocen dos técnicas:Método del Índice de Productividad Método de la IPR (Inflow PerformanceRelationship)Método del Índice de Productividad:Índice de Productividad se define como la cantidad de barriles de fluido por día que seproducen por cada lpc de reducción de presión.Pwf PsQIPL Donde Ps es la presión estática de yacimiento, y Pwf la presión de fondo fluyente.Estemétodo es válido para yacimientos que producen por encima de la presión deburbujeo,Pb.Método de la IPR (Inflow Performance Relationship):Cuando un yacimientoproduce por debajo de la presión de burbujeo,Pb, la relación de productividad no eslineal.Para yacimiento con esta condición, sedesarrollo una ecuación dimensional quedescribe la relación entre las tasas y laspresiones, la cual se conoce con el nombre deEcuación de Vogel.28.02.01   PsPwf PsPwf QQmaxL Donde,maxQrepresenta la tasa de flujo cuando la presión fluyente se hace igual a cero.Pwf/PsQL/QmaxCurva de Vogel para desempeño de Afluencia
  9. 9. Predicción de la IPR en el tiempoEl proceso de definición de métodos de producción no esta completo si no seconsiderael comportamiento del pozo, o grupo de pozos en el tiempo. Para realizarestepronostico es necesario visualizar como varia la presión del Yacimiento conrespecto ala tasa de extracción. Esta gráfica se conoce como Ps Vs. Np, donde Nprepresenta laproducción acumulada del Yacimiento.Esta gráfica nos permite estimar laPs en diferentes momentos en el tiempo y construirsu respectiva curva de IPR. Esposible representar estas curvas en una sola gráfica comouna familia de curvas. Laintersección de la efluencia correspondiente a cada métodocon la familia de curvas nospermitirá determinar las oportunidades de cambio demétodo, seleccionando aquel quenos permita explotar racionalmente el yacimiento, esdecir, maximizar su recobro con unmínimo de inversiones y costos de operación.PsNpN F G L BESBMCBCPVariación de la Ps en el tiempo respecto a la producciónacumulada del yacimiento ANÁLISIS PRELIMINAR DE MÉTODOS DE PRODUCCIÓN FACTIBLEUna verdadera optimización de la producción sé logra cuando el método deproducciónarmoniza con las condiciones del yacimiento y las de superficie. Tratar deexplotar uncampo con un método de producción inadecuado, podría originar resultadosineficientesen el proceso, por lo tanto el análisis preliminar contempla el cotejo delascaracterísticas del pozo o campo con las propias del método derivadas de su principio
  10. 10. deoperación y sus componentes. Todo esto determina los niveles de inversionesnecesariosy sus respectivos costos de operación y mantenimiento en el tiempo.

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