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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

Quito, mayo, 2016

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2016

Reservados todos los derechos de reproducción

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

C.I.1716155922

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

C.I. 1705134102

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.


i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

RESUMEN XI

ABSTRACT XII

CAPÍTULO I 1

1. INTRODUCCIÓN 1

1.1 PROBLEMA 1

1.2 JUSTIFICACIÓN 2

1.3 OBJETIVOS 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. BASES TEÓRICAS 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

2.3 CLASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL POR SU COMPOSICIÓN. 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

2.3.9. LÍQUIDOS DEL GAS NATURAL (LGN) 13

ii

2.3.10. GAS HIDRATADO 14

2.4 YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS 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

2.5 DIAGRAMA DE FASES 17

2.5.1 PRESIÓNES QUE INFLUYEN EN LA PRODUCCIÓN DE

HIDROCARBUROS PROVENIENTES DE POZOS PETROLEROS 19

2.6 CLASIFICACIÓN DE HIDROCARBUROS DE ACUERDO A SU

DIAGRAMA DE FASE 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

2.7 UTILIDADES DEL GAS NATURAL 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

2.8 DETERMINACIÓN DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL 28

2.8.1 CROMATOGRAFÍA DE GASES 28

2.8.2. DESCRIPCIÓN DE LA CROMATOGRAFÍA DE GASES 29

2.9 PARÁMETROS QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTO DEL GAS

HIDROCARBURO 31

2.9.1 PRESIÓN 31

2.9.2 VOLUMEN 31

2.9.3 MASA 32

2.9.4 TEMPERATURA 32

iii

2.10 CONDICIONES DE LOS GASES PUROS, TEMPERATURAS Y

PRESIONES CRÍTICAS 32

2.10.1 TEMPERATURA CRÍTICA 32

2.10.2 PRESIÓN CRÍTICA 33

2.11 REQUISITOS QUE DEBE CUMPLIR EL GAS NATURAL 33

2.12 FUNCIONAMIENTO DEL GAS EN FLUJO MULTIFÁSICO 34

2.12.1 FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS 34

2.13 ANÁLISIS PVT DE LABORATORIO 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

3.1 ANÁLISIS PVT 45

3.2 DETERMINACIÓN DE CORRELACIONES PARA EL CÁLCULO DE

LAS CONDICIONES PVT DEL GAS HIDROCARBURO 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

POR IMPUREZAS (T’sc & P’sc) 54

iv

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

OPERACIÓN (Bop) 71

v

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

3.3 DESARROLLO DEL SOFTWARE PARA CÁLCULO DE

CONDICIONES PVT DEL GAS HIDROCARBURO 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

4.1 CÁLCULO DE CONDICIONES PVT DEL GAS DE UN POZO “X” 83

4.2 CÁLCULO DE CONDICIONES PVT Y CARACTERIZACIÓN DEL GAS

HIDROCARBURO PROVENIENTE DE UN POZO “X” 85

4.3 RESULTADOS DEL CÁLCULO DE CONDICIONES PVT Y

CARACTERIZACIÓN DEL GAS HIDROCARBURO DE UN POZO “X” 121

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 125

5.1 CONCLUSIONES 125

5.2 RECOMENDACIONES 127

GLOSARIO DE TÉRMINOS 128

BIBLIOGRAFÍA 132

vi

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

Figura 29. Análisis Cromatográfico del Gas Hidrocarburo de un pozo "X" 84

vii

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

Tabla 22. Resultados de flujos a condiciones estándar 124

viii

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. 30] Factor de Expansión del Gas (Eg) 58

ix

[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

[Ec. 61] Gravedad específica del petróleo (ɣo) 71

x

[Ec. 62] Factor volumétrico del petróleo a condiciones de operación (Bop) 72

[Ec. 63] Factor F para cálculo de Factor volumétrico del petróleo (Bop) 72

[Ec. 64] Densidad del petróleo a temperatura de interés (ƿo@T) 72

[Ec. 65] Flujo volumétrico de petróleo y agua(FVo&FVw) 72

[Ec. 66] Flujo másico de petróleo, gas y agua (FWo, FWg & FWw) 73

[Ec. 67] Flujo molar de petróleo, gas y agua (FMo, FMg & FMw) 73

xi

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

Finalmente, se ha demostrado la validez y confiabilidad de los resultados

obtenidos mediante la utilización del Software para cálculo de condiciones

PVT del gas hidrocarburo proveniente de pozos petroleros; mediante estos

cálculos se puede estimar su composición y condiciones PVT de manera

confiable; facilitando el trabajo en campo para profesionales, en la toma de

decisiones referentes a: utilización del poder energético del gas en diferentes

procesos, dimensionamiento de plantas de tratamiento de gas hidrocarburo,

manejo de operaciones de superficie, determinar las condiciones de flujo

multifásico, consideraciones para el diseño del sistema de levantamiento

artificial, diseño de completaciones, manejo óptimo de los fluidos del

reservorio, diseño y optimización de las variables de operación en facilidades

de superficie, entre otros.

xii

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.

Finally, we have demonstrated the validity and reliability of the results

obtained by using the Software for calculation of PVT conditions of

hydrocarbon gas from oil wells; through these calculations you can estimate

their composition and PVT conditions; facilitating field work for professionals

in making decisions concerning: use of the energetic power of the

hydrocarbon gas in different processes, dimensioning of hydrocarbon gas

treatment plants, management of surface operations, determine the

conditions of multiphase flow, considerations for the design of artificial lift

systems, completions design, optimal management of reservoir fluids,

optimization and design of the operating variables in surface facilities, and so

forth.

1

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.

En nuestro medio no existe un software que pueda calcular en campo los

datos PVT del gas mediante los resultados del análisis y caracterización de

2

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.

En vista que la importancia de producción y utilización del gas hidrocarburo

ha ido incrementando en los últimos años; deben determinarse sus

propiedades físicas y realizar los cálculos PVT del gas hidrocarburo

3

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.

Validar los resultados de las condiciones PVT del gas natural

proveniente de pozos petroleros.

4

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)

El gas hidrocarburo a diferencia de los combustibles sólidos y líquidos,

permite obtener altas eficiencias de combustión debido a su gran facilidad

para mezclarse con el comburente aire, dependiendo de la composición del

gas, este debe ser tratado ya que es un combustible mucho más flexible y

manejable que los combustibles líquidos; y por lo tanto, se presta más

fácilmente al control automático a distancia en procesos, lo que permite que

sus equipos de combustión sean más simplificados, de allí que la operación

y el mantenimiento se vea facilitado. (Gil, 2013)

5

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)

Desde hace muchos años, en nuestro país el gas hidrocarburo proveniente

de pozos petroleros, se ha quemado en gran cantidad en mecheros

incumpliendo con la Ley de Hidrocarburos y el Reglamento Ambiental para

las Operaciones Hidrocarburíferas del Ecuador (RAOHE-1215),

desperdiciando su alto potencial energético y sus diferentes aplicaciones; sin

embargo, en los últimos años, se ha tomado en cuenta el potencial y

facilidades que da la utilización del gas hidrocarburo, por ello el 4 de febrero

del 2010 Petroproducción, filial de la petrolera estatal Petroecuador informó

6

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)

El 15 de septiembre del 2011 se reutiliza el gas natural proveniente de pozos

petroleros, lo que generará un ahorro de 70 millones de dólares al año.

El 9 de febrero de 2014 Petroamazonas busca registrar en la ONU

(Organización de las Naciones Unidas) un proyecto de generación eléctrica

con la utilización del gas natural producto de la extracción de petróleo

llamado OGE&EE (Optimización Generación Eléctrica y Eficiencia

energética) que se encuentra en ejecución desde el año 2008 y han

generado un ahorro de USD 325 millones de dólares entre los años 2009-

2013. (EP PETROAMAZONAS, 2014)

7

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 (

8

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)

El factor z es adimensional, independiente del peso y cantidad de gas, este

es determinado por las características del gas así como sus condiciones de

presión y temperatura, tomando en cuenta que Z=1 para gases ideales;

cuanto más lejos está Z de la unidad, mayor es la desviación que presenta el

gas respecto al comportamiento del gas ideal, el cálculo de Z se realiza

mediante métodos gráficos y matemáticos. (Cengel & Boles, 2011)

El factor de compresibilidad z, se define como:

9

[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

En vista que la composición del gas hidrocarburo proveniente de pozos

petroleros varia en relación al yacimiento del que es extraído, es importante

identificar si esté es no-asociado o asociado ya que su comportamiento y

manejo influye directamente en el proceso de extracción y producción del

mismo a superficie por sus condiciones de presión y temperatura, esto hace

que la caracterización físico-química del gas se realice para identificar su

composición permitiendo de esta manera predecir su comportamiento a

ciertas condiciones de presión y temperatura para evitar problemas

recurrentes en el proceso de producción del gas asociado proveniente de los

pozos como son corrosión, formación de hidratos, taponamiento de tubería

entre otros. (Hagoorth, 1988)

10

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),

menores a cuatro partes por millón en base a volumen (4 ppm, Volumen) y

menos de 3% en base molar de Dióxido de Carbono (C02). (Pino, 2010)

11

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

Este es un gas del cual se pueden obtener una riqueza líquida de hasta 3

GPM (galones de C3+ por mil pies cúbicos normales de gas). No existe

ninguna relación con el contenido de vapor de agua que pueda contener el

gas. En los yacimientos de gas húmedo existe mayor porcentaje de

componentes intermedios y pesados que en los yacimientos de gas seco. La

mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento,

pero al salir a la superficie cae en la región de dos fases, formándose una

cantidad de hidrocarburos líquido del orden de 10 a 20 BN / MM PCN

(barriles normales de hidrocarburos líquido por millón de pies cúbicos

normales de gas); este parámetro llamado riqueza líquida es de gran

importancia, para la comercialización del gas natural, ya que los líquidos

producidos son de poder de comercialización. (Pino, 2010)

12

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

Este es un gas que solo está unido con agua en yacimientos de gas seco.

En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en

fase gaseosa a condiciones de yacimiento y superficie. Sin embargo, en

13

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)

Estos compuestos son hidrocarburos con enlace simple de carbono, los

cuales bien sea por la alta presión o baja temperatura, pueden ser

mantenidos en estado líquido. Esta característica permite que sean

almacenados y transportados de manera fácil y eficiente. Asimismo su

capacidad como fuente de energía o de insumo como materia prima para la

obtención de hidrocarburos más complejos hace que los Líquidos del Gas

Natural (LGN) tengan una alta cotización del mercado nacional e

14

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

En estos yacimientos el petróleo es producido y el gas está como producto

secundario, disuelto en cantidades que dependen de la presión y la

temperatura del yacimiento, Figura 3. Esto sucede cuando el petróleo no

acepta más gas en solución bajo las condiciones de temperatura y presión

existentes, lo que ocasiona que cualquier exceso de gas se desplace hacia

la parte superior del yacimiento, formando una capa de gas sobre el

petróleo. (Wattenbarger, 1996)

15

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


16

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.


Figura 5. Yacimiento de Gas Condensado


2.4.4 YACIMIENTOS DE GAS SECO

En estos yacimientos se contienen los hidrocarburos en fase gaseosa y al

ser producidos siguen siendo gases a pesar de los cambios de presión y

temperatura; en la Figura 6 se observa el gas producido por la acción del

proceso de expansión en relación a la presión del yacimiento.


17

Figura 6. Yacimiento de Gas Seco


2.5 DIAGRAMA DE FASES

En vista que en el yacimiento los hidrocarburos pueden presentarse como

gas o líquido, en relación a la presión y temperatura a la que están

sometidos, la manera de determinar el comportamiento del fluido

proveniente de pozos petroleros a condiciones de presión y temperatura de

yacimiento es a través de los diagramas de fase, este tipo de diagramas

tiene dos zonas separadas, la zona de hidrocarburo líquido y la de

hidrocarburo gaseoso, que se pueden distinguir claramente en la Figura 7;

desde un punto de vista más técnico, los diferentes yacimientos de pueden

clasificarse de acuerdo a la localización de la temperatura y presión iniciales

del yacimiento con respecto a la región de estas fases líquido-gas en los

diagramas de fase. (Craft, 1977)

18

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)

7. La cantidad de hidrocarburo líquido a separarse del gas depende de

las condiciones de presión y temperatura

19

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

(Craft, 1977)

20

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

Colores

21

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

Colores

22

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 (Ramos, 2010)

23

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

Colores

24

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

Color del

condensado

25

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

Color Incoloro

26

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

De acuerdo a los diagramas de fase de los cinco tipos de hidrocarburos en la

Figura 14, puede identificarse que hacia la derecha incrementa la cantidad

de hidrocarburos pesados, y hacia la izquierda incrementan los

hidrocarburos livianos.

27

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

El gas natural es una de las materias primas básicas para los procesos de

síntesis química en generación de productos químicos y producción de

plásticos. (REPSOL YPF, 2010)

28

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

Cromatografía de gases es un proceso físico-químico, mediante el cual de

una muestra de gas se puede determinar la composición del mismo de su

29

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

La técnica más utilizada para el análisis de gases es la cromatografía en

fase gaseosa. De acuerdo a esta técnica, la muestra se vaporiza y se

distribuye entre las dos fases utilizadas para generar la Separación, la fase

móvil, o gas de arrastre, que transporta la muestra, y la fase estacionaria

que retiene selectivamente las moléculas de los componentes que se

separan. Esta fase es un sólido granular, mojado por un líquido, responsable

de la separación, empacado dentro de un tubo denominado columna. El gas

de arrastre debe ser inerte, para evitar reacciones con el empaque de la

columna o con la muestra. Los gases más comúnmente utilizados son Helio,

Nitrógeno e Hidrógeno. (PDVSA/CIED, 2011)

30

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)

Con la salida de la columna, la conductividad térmica del saliente es

registrada en función del tiempo. El compuesto es identificado por el tiempo

que requiere para pasar a través de la columna, y su concentración en el gas

portador se encuentra relacionando el área debajo de su pico individual de

conductividad térmica, con el área total bajo todos los picos en el gráfico. En

31

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

El volumen de gas es difícil de calcular ya que existen varios equipos que

toman mediciones del mismo, para el gas natural proveniente de pozos

petroleros estas mediciones se hacen a través de medidores de placa orifico

y cartas Barton que son los métodos más fiables en la industria petrolera; el

volumen de gas producido es importante para el dimensionamiento de los

equipos de tratamiento del gas natural y para su transporte principalmente.

(William, 2007)

32

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)

2.9.4 TEMPERATURA

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

La temperatura crítica es el valor más alto a la que una sustancia pura puede

existir en estado líquido, todas las sustancias tienen una temperatura crítica

por la cual su fase gaseosa no puede licuarse por incremento de presión, las

sustancias a temperaturas superiores a la crítica tienen un comportamiento

al de un gas ideal. (Kittel, 1996)

33

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

(NTE 2 489:2009, 2009)

34

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

El flujo multifásico es el movimiento de gas hidrocarburo junto con líquido

(petróleo, agua); el cual puede estar mezclado de manera homogénea con

el líquido o moverse en dirección paralela al líquido, cuando el fluido se

desplaza del yacimiento a superficie, se libera energía independientemente

de si el flujo es vertical u horizontal, esta energía debe aprovecharse en el

proceso de extracción de petróleo y gas hidrocarburo ya que su estudio

35

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 análisis de las propiedades PVT permiten determinar:

36

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 probar varios pozos con diferentes tasas de producción para

determinar la presión de fondo fluyente a esas tasas, para determinar

cual tiene una presión estabilizada. (Paris de Ferrer, 2010)

37

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)

El fluido que entra al pozo se encuentra en las condiciones de equilibrio que

existen en el fondo del pozo, se recomienda correr un registro de producción

con un medidor continuo de flujo y un densímetro para determinar el punto

de mayor entrada de flujo y los posibles contactos gas-petróleo y agua-

petróleo; obtenida esta información se selecciona la profundidad de

ubicación del tomamuestras, lo que se hace en la zona de mayor flujo de

petróleo; una vez realizado esto se introduce el tomamuestras representado

en la Figura 17, con la ayuda de un cable, se lo ubica a la profundidad

deseada y se activa su cierre desde la superficie con el objetivo de mantener

la muestra bajo presión. (Ahmed, 2001)

38

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

Temperatura y presión del tanque de almacenamiento

Gravedad especifica del petróleo

Relación Gas Petróleo (GOR) de producción

39

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

Volumen total de hidrocarburos en función de la presión

40

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


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

En la prueba de liberación diferencial la muestra de fluido se coloca en una

celda a temperatura de yacimiento y presión mayor a la presión de burbuja,

como se puede observar en la Figura 19, se disminuye la presión poco a

poco mientras se mide el cambio de volumen del sistema hasta que se libera

la primera burbuja de gas determinando la presión de burbuja, después para

41

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


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

Densidad del petróleo remanente en función a la presión

42

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


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)

Los resultados experimentales obtenidos mediante esta prueba son:

Permite determinar las condiciones óptimas de separación del

sistema gas-petróleo

43

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 ( μg

44

Dónde:

μg= Viscosidad del gas, cP

μo= Viscosidad a condiciones de referencia, cP

T= Temperatura, °K

n= Constante de cada componente

A medida que un gas es más pesado, sus moléculas serán más

grandes y por tanto su viscosidad será mayor. (Araujo, 1984)

45

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.

En vista que ocasionalmente no se logra disponer de información

experimental ya sea porque no se pueden obtener muestras representativas

o porque los pozos no producen de manera rentable para justificar el análisis

PVT; las propiedades físicas de los fluidos entre ellos el gas hidrocarburo,

son determinadas por correlaciones empíricas, las cuales deben ser

calculadas en campo; por esta razón se diseña un software especializado

para cálculos de condiciones PVT del gas hidrocarburo proveniente de

pozos petroleros, mediante la herramienta Microsoft Excel™, lo que nos

permitirá determinar de manera eficaz y eficiente, las características Físico-

Químicas de los fluidos provenientes de los pozos petroleros. Los resultados

obtenidos serán de gran utilidad para definir desde las condiciones del flujo

multifásico, consideraciones en el diseño del sistema de levantamiento,

utilización del gas en procesos de recuperación mejorada, diseño de

completaciones, diseño de equipos de superficie, entre otros.

46

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)

47

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:

yi = Fracción molar de cada componente

48

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


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)


49

Los valores de presión y temperatura pseudocríticas están descritos en la

Tabla 7.

Tabla 7. Presión y Temperatura críticas

Gas Hidrocarburo Composición

Peso molecular componente (lb/lb-mol)

Temperatura. Pseudocrítica i.

(Tci °R)

Presión Pseudocrítica i.

(Pci, psia)

N2 28,0 227,2 492,8

Metano 16,0 343,0 667,0

CO2 44,0 547,4 1069,5

Etano 30,1 549,6 707,8

H2S 34,1 672,1 1300,0

Agua 18,0 1165,1 32,0

Propano 44,1 665,7 616,3

i-butano 58,1 734,1 527,9

n-butano 58,1 765,3 551,0

i-pentano 72,2 828,8 490,4

n-pentano 72,2 845,5 488,7

i-hexano 86,2 911,5 439,5

n-hexano 86,2 913,3 430,7

i-heptano 100,2 972,4 397,4

(Bánzer, 1996)

Cuando la composición del gas hidrocarburo proveniente de pozos

petroleros es desconocida, su presión y temperatura pseudocríticas se

calculan en base a la gravedad específica del gas, con las siguientes

ecuaciones:

[Ec. 11]

[Ec. 12]

Dónde:

Psc = Presión pseudocrítica del gas hidrocarburo (psia)

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