la composición del gas natural

1. Ing. Ana Claudia Saavedra

2. ESQUEMA GENERAL DE
ACTIVIDADES
PETRÓLEO
Etapa
Principales
Actividades
Etapa Sector
Principales
Actividades
Sector
GAS NATURAL

3. Es una mezcla de hidrocarburos paranínficos livianos
como el metano, etano, propano, iso-butano, n-butano,
iso-pentano, n-pentano, hexanos, heptanos,
octanos, etc. y algunas sustancias contaminantes
como el H2S, CO2, N2, H2O y otros compuestos
presentes en menores cantidades.

4. La mayor proporción del gas natural es gas
metano, que le da una característica global
gaseosa en condiciones ambientales. Por ello se
conoce como “gas natural”.

5. Se acumula en yacimientos subterráneos en
regiones geológicas conocidas como "cuencas
sedimentarias de hidrocarburos" .
Puede encontrarse asociado con el crudo a ser
extraído de un pozo o estar libre o no asociado,
cuando se encuentra en un yacimiento de gas.

7. El gas natural se define de acuerdo con su
composición y sus propiedades fisicoquímicas
que son diferentes en cada yacimiento y su
procesamiento busca enmarcarlo dentro de unos
límites de contenido de componentes bajo una
norma de calidad establecida.

8. El GN arrastra desde los yacimientos componentes
indeseables como el H2S, CO2 y agua en fase gaseosa, por
lo que recibe el nombre de gas húmedo, amargo e hidratado.
 Amargo por los componentes ácidos que contiene.
 Húmedo por la presencia de hidrocarburos líquidos.
 Hidratado por la presencia de agua que arrastra desde
los yacimientos.

9. Puede ser utilizado como combustible de
motores o como materia prima para
diversos procesos petroquímicos para la
producción de polímeros, metanol,
fertilizantes, reducción de hierro, etc.

10.  Combustible Fósil.
 Incoloro e inodoro.
 Gas Liviano, más ligero que el aire.
 Su componente fundamental es el Metano (CH4).
 Poder calorífico es el doble del gas manufacturado.
 Es un Gas Seco.
 Menos contaminante comparado con el Gas Licuado.

11. CLASE COMPONENTE FORMULA
Hidrocarburos Metano
Etano
Propano
i−Butano
n.Butano
i−Pentano
n−Pentano
Ciclopentano
Hexanos y pesados
CH4
C2H6
C3H8
iC4H10
nC4H10
iC4H10
nC4H10
C5H10
Gases inertes Nitrógeno
Helio
Argón
Hidrógeno
Oxígeno
N2
He
Ar
H2
O2

12. CLASE COMPONENTE FORMULA
Gases ácidos
Acido sulfhídrico
Dióxido de carbono
H2S
CO2
Compuestos de azufre
Mercaptanos
Sulfuros
Disulfuros
R−SH
R−S−R
R−S−S−R
Otros
Vapor de agua
Agua dulce o salada

13. COMPONENTES
CO2 H2S N2 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7
+
Gas
Inerte
Gas
ácido
GNL
G.N.
GLP
Gasol.
Natural
LGN
Conden.
Estabiliz

14.  Sulfuro de Hidrogeno H2S
 Monóxido de Carbono CO
 Dióxido de carbono CO2
 Sulfuro de Carbonilo COS
 Disulfuro de Carbono CS2
 Mercaptanos RSH
 Nitrógeno N2
 Agua H2O
 Oxigeno O2

15. La composición de una mezcla de gas
natural puede ser expresada tanto en
fracción mol, fracción volumen o fracción
peso de sus componentes, aunque también
puede ser expresada en porciento mol, en
porciento volumen o porciento peso.

16. % molar
Zona Cuisiana (Col) Huila (Col) Oriente Libre (Ven) Guarico Libre (Ven)
CO2 5 0.48 12.5 15.6
N2 0.65 1.35 0.1 0.1
He 0.03 - - -
O2 - - - -
C1 78.32 70.69 76.9 83.5
C2 9.40 9.65 5.8 0.6
C3 3.89 12.20 2.5 0.1
iC4 0.81 1.32 0.5 0.1
nC4 0.99 4.31 0.6 -
iC5 0.34 - 0.3 -
nC5 0.24 - 0.2 -
C6 0.19 - 0.2 -
C7+ 0.14 - 0.4 -
Total 100 100 100 100
GPM 2.00 5.14 1.48 0.058
M 21.27 23.48 22.28 20.57

17. Componentes % molar
C1 C2 C3 – C6 C7
+
Gas seco 90-98 2-3 0.9-1.2 0.4-1.0
Gas natural 70-89 2-20 3-15 0-6
Gas
condensado
80-89 3-5 3-5 1-6
Petróleo <80 >5 >5 >6
Ref. Ingeniería de Gas, principios y aplicaciones M. Martínez

18. GASES ACIDOS
 H2S: olor desagradable y es muy tóxico.
Cuando es separado del gas natural mediante el proceso de endulzamiento, es
enviado a plantas recuperadoras de azufre, comercializado en forma líquida para sus
diversos usos industriales
 CO2: gas incoloro e inodoro, en concentraciones bajas no es tóxico, en elevadas
puede llegar a producir sofocación.
Se puede licuar fácilmente por compresión, sin embargo, cuando se enfría a P
atmosférica se condensa como sólido en lugar de líquido. Soluble en agua y la
solución resultante es ácida, resultado de formar ácido carbonilo, por ello la propiedad
corrosiva del CO2 en presencia de agua.

21. Origen del Petróleo y Gas
Esta Teoría concibe la acumulación en el fondo de los
océanos de grandes volúmenes de restos de
microorganismos animales y vegetales, compuesto
fundamentalmente por fitoplancton y zooplancton marinos
provenientes de tres fuentes:
o arrastrados por ríos junto con sedimentos
o aguas de los océanos (planctons)
o del fondo de los océanos
La materia orgánica se depositó en el fondo de los mares,
junto con arenas, sedimentos arcillosos, etc.
Un proceso físico-químico a lo largo de millones de años
constituyeron lo que se llama roca madre.

22. Origen del Petróleo y Gas
 En la roca madre, los restos orgánicos fueron sometidos
a un lento proceso de transformación a altas
condiciones de presión , temperaturas y profundidad,
convirtiéndose en petróleo y gas natural.
 En un comienzo las capas sedimentarias se depositaron
en sentido horizontal, debido a los movimientos
orogénicos y debido a cambios violentos variaron su
conformación .
 Finalmente el petróleo y gas generado migra a través de
las rocas permeables hasta encontrar una trampa que lo
retiene constituyendo los yacimientos.

23. Elementos Geológicos Básicos en un Reservorio

24. Clasificación Geológica de Trampas
Trampa Estructural
Son aquellas formadas por deformación de la corteza terrestre,
las comunes son formadas por plegamientos (anticlinales) y
fallamientos (de falla). Normalmente contienen mas de un
reservorio a distintos niveles y son los primeros en descubrirse
en trabajos de exploración.

25. Clasificación Geológica de Trampas
Roca
Reservorio
Trampa Estratigráfica
Son aquellas donde el elemento principal que permite su
creación, es alguna variación de la estratigrafía o litología
o de ambas causas en la roca reservorio.

26. Clasificación por el Tipo de Fluido
• Yacimientos Sub-Saturados
(Petróleo Negro)
• Yacimientos Saturados (Petróleo
Volátil)
• Yacimientos de Gas Condensado
• Yacimiento de Gas Retrógrado
• Yacimiento de Gas Seco

27. Diagrama de Fases de Mezclas Hidrocarburíferas
T
•
Dos fases
Gas
Punto critico
Liquido
P
90 %
80 %
Zona
retrograda
100 %
a
b
c
d
e
f
Cricondentermico
Cricondenbarico

28. T
P
Gas
condensado
Petróleo liviano
Petróleo negro
•
• •
Gas seco
•
Clasificación por el Tipo de Fluido

29. Roca Reservorio Saturada con Petróleo y Agua
Roca
Reservorio

30. Régimen de Presión en el Reservorio
z = Profundidad
(ft)
p=Presión (psia)
FP GP
Presión de
Sobre-
Sub- Presión
Presión
Presión Formación (OP)
hidrostática
14,73
FP=Presión de fluido
GP=Presión de granos Pformación = Pfluido + Pgranos rocosos
Pformación ≈ 22,6 kPa/m = 1 Psi/ft

31. Reservorios
Régimen de Presión en el Reservorio
Gradientes de Presión en las
Zonas Acuífera, Petrolífera y
Gasífera
(dp/dz)w = ρw g = 0,5 (Psi/ft)
(dp/dz)o = ρo g = 0,35 (Psi/ft)
(dp/dz)g = ρg g = 0,08 (Psi/ft)
Gas (G)
Petróleo (O)
Agua (W)
z
Contacto
Gas-Petróleo (GOC)
Contacto
Agua-Petróleo (OWC)
Tope de
Estructura

32. Características de las Rocas
Reservorio
Permeabilidad (k) Porosidad ()
CAPACIDAD DE
FLUJO
CAPACIDAD DE
ALMACENAMIENTO

33. Porosidad
 Es la capacidad que tiene una roca de contener fluidos.
 Para que un yacimiento sea atractivo comercialmente,
deberá tener una porosidad suficiente para almacenar un
volumen apreciable de hidrocarburos.
 La porosidad puede expresarse en porcentaje y se define
como:
Volumen vacio
 100%
Volumen total


34. Porosidad
 Porosidad Total:
Es la porosidad asociado al volumen poral
intercomunicado y no comunicado que presenta la roca.
 Porosidad Efectiva:
Es el espacio poroso intercomunicado, está relacionada
con la conductividad de fluidos. La porosidad efectiva es 5
a 10 % menor que la porosidad total.

35. Porosidad ()
Rango de Porosidad
Efectiva (%)
Calificación
0 a 5 Despreciable
5 a 10 Pobre
10 a 15 Regular
> 15 Excelente

36. Porosidad Total y Efectiva
Isolado (no efectiva)
Porosidad 5%
Porosidad Total 32%
Conectado (efectiva)
Porosidad 27%
Grano

37. Porosidad Promedio en Formaciones Heterogéneas
o Porosidad promedio aritmética
o Porosidad promedio vertical
o Porosidad promedio superficial
o Porosidad promedio volumétrica
Donde:
hi = Espesor de formación
i = Porosidad efectiva de formación
Ai = Area superficial de formación

38. Permeabilidad (k)
Representa la capacidad del medio poroso a conducir fluidos a través
de sus intersticios. La unidad de permeabilidad fue definida por API en
1935, como Darcy.
A=Área de flujo P2
q , 
P1
L
Así : 0,001 Darcy equivale a un millidarcy.
La permeabilidad K es definida por la Ecuación de Darcy:
(q/A) = (K/) (-dP/dL) Ec.(1)
Donde:
q=Flujo volumétrco (cm3/s)
A= Sección transversal ( cm2)
= Viscosidad del Fluido (centipoises)
(-dP/dL) = Caida de presión por unidad de longitud,
(atm/cm)
K= Permeabilidad (Darcys)

39. Permeabilidad
 Permeabilidad efectiva: Es la permeabilidad de la roca
al paso de un fluido en particular en presencia de otros. La
permeabilidad efectiva es siempre menor que la absoluta.
 Permeabilidad absoluta: Es la permeabilidad que una
roca presenta a un fluido, donde la roca se encuentra
saturada a un 100 % con ese fluido.
 Permeabilidad relativa: Es la razón de la permeabilidad
efectiva y absoluta, se presenta en el flujo multifásico.

40. Permeabilidad
Rango de Permeabilidad
(mDarcys)
Calificación
1 a 15 Pobre a regular
15 a 50 Moderadamente buena
50 a 1000 Muy buena
> 1000 Excelente

41. Saturación de Fluidos (S)
Representa la fracción de volumen ocupado por un fluido en el
volumen poral efectivo de la roca reservorio.
Volumen de Petróleo en el Volumen Poral Efectivo
Volumen Poral Efectivo
So 
Volumen de Gas Natural en el Volumen Poral Efectivo
Volumen Poral Efectivo
Sg 
Volumen de Agua en el Volumen Poral Efectivo
Volumen Poral Efectivo
Sw 
o g w 1  S  S  S

42. Saturación Promedio de Fluidos (S)
Donde:
So = Saturación Promedio de Petróleo en el Reservorio
Sg = Saturación Promedio de Gas en el Reservorio
Sw = Saturación Promedio de Agua en el Reservorio
Soi = Saturación Promedio de Petróleo en la formación
Sgi = Saturación Promedio de Gas en la formación
Swi = Saturación Promedio de Agua en la formación
hi = Espesor de formación
i = Porosidad efectiva de formación