UNIVERSIDAD NACIONAL AUTONOMA DE MEXICO FACULTAD DE INGENIERIA
INGENIERIA DE YACIMIENTOS DE GAS GRUPO: 2 ³PROPIEDADES DEL GAS NATURAL´
INTEGRANTES: ALVAREZ CHAGOYA BONILLA CARRILLO GERARDO CASTAÑEDA PEÑA OMAR GONZALEZ NIEVES NOE A.
FECHA DE ENTREGA: VIERNES 19 DE AGOSTO DE 2011
Introducción En este este capítulo capítulo se presentan los los métodos para estimar estimar las propiedades de los los fluidos fluidos de hidrocarburo requeridos para el cálculo de la la ingeniería ingeniería de yacimientos de gas. gas. Se presentan correlaciones para estimar propiedades no solo de gases si no también hidrocarburos líquidos líquidos y formaciones formaciones de agua. Las correlaciones fueron escogidas escogidas por su precisión, precisión, consistencia, y simplicidad para el análisis manual o programación en computadora. También incluye estas correlaciones para estimar volumen de poro (PV) (PV) compresibilidad y el número de Darcy coeficiente de flujo para flujo flujo turbulento que es común en pozos de aceite. Revisión de las las definiciones definiciones y principios fundamentales y
Moles y Fracción Mol
Una Lb-mole (lbm-mol) es una cuantificación que tiene que ver ver con una masa en libras igual al peso molecular. Una definición aplica a gram-mol, kilogramo-mole, etc. Por ejemplo, 1 lbm-mol lbm-mol del peso del metano 16.043. La fracción mole de un componente en una mezcla mezcla es el número de libras-mole libras-mole del componente dividido por el total de números de moles moles de todos los los componentes en la mezcla. Para un sistema sistema con n componentes, la fracción mol es:
y
Ley del gas ideal
La definición definición de las propiedades de un gas ideal incluye lo lo siguiente: 1 El volumen de gas es insignificante comparado con el volumen total de la envolvente de gas. 2 No atractiva atractiva o repulsiva las fuerzas existentes acerca de las moléculas y las paredes contenedoras 3 Todas las las colisiones colisiones moleculares son son perfectamente elásticas, no hay pérdida de energía interna hasta la colisión Una ecuación describe la relación entre el volumen ocupado por el gas, presión y temperatura es llamada una ecuación de estado. La forma del gas ideal fue desarrollada de la empírica observación que, por la obtención de la masa y el gas a una temperatura constante, el producto presión-volumen presión-volumen , PV, es constante ( ley ley de Boyle) y, para una determinada masa de gas a una presión constante segura, el volumen/tasa de temperatura,
T/V, es constante (Ley de charles) . Combinando la ley de Boyle y la ley de Charles , se obtiene la ecuación de estado para un gas ideal
y
Volumen molar
El concepto de volumen, Vm, es usado para convertir una determinada masa de gas de su volumen de vapor a condiciones estándar de presión. El volumen molar es constante y puede ser usado para convertir masa a volumen o, como algunos derivados que se requiere, para convertir el volumen a condiciones estándar en masa. La ecuación del volumen molar se obtiene a partir de la ley del gas ideal
E volumen molar depende sobre las condiciones estándar de presión y temperatura, entonces estar definiendo estas condiciones son muy importantes. Ameno que, la información use condiciones estándar. Comportamiento del gas real La ley del gas real es simplemente la relación presión/ volumen calculado por la ecuación de los gases ideales ley modificada por el factor de correlación que cuenta por el no ideal comportamiento del gas. La ley del gas real es:
y
Principales estados de correlación
Varias propiedades de los gases tienen algunos valores para gases similares (tal como los hidrocarbonos parafina) a idénticos valores de presión reducida y temperatura. Reduce la presión y reduce la temperatura para componentes puros los componentes son definidos como:
Respectivamente. La presión pseudoreducida y la temperatura seudoreducida para una mezcla son definido como:
El punto crítico para las sustancias puras es la presión y la temperatura en cada propiedad del líquido y la fase de vapor llegan a ser idénticas.
A la presión por arriba del punto crítico el gas y el líquido no pueden coexistir sin tomar en cuenta a la temperatura, la temperatura arriba de la temperatura critica, las sustancias no pueden estar licuadas sin tomar en cuenta a la presión. Para sustancias puras la presión critica y la temperatura critica son determinadas experimentalmente. Para la mezcla la Pcp y Tpc tampoco y se calculan por medio de correlaciones por computadora. Propiedades del gas natural Peso molecular aparente de una mezcla de gas. Porque una mezcla de gases se compone de moléculas de varios tamaños y pesos moleculares, no tienen un peso molecular explicito propio. Sin embargo, a gas mixto se comporta como si tuviera un peso molecular definido. Esta observación del peso para una mezcla de gases con nc componentes estos es llamado el aparente o molal promedio del peso molecular y se determina por:
y
Gravedad especifica de un gas
La gravedad especifica de un gas , es definida como la relación de la densidades de un gas seco cuando ambos son medidos a alguna temperatura y presio:
Y con ayuda de la ley de los gases ideales se puede calcular con la siguiente formula.
y
1.4
Calculo de las propiedades Pseudocriticas del gas
Existen dos metodos para el calculo de la presion y temperatura pseudocritica de una mezcla de gases de hidrocarburos. El primer metodo es un conjunto de mezcla de reglas y desorrolladas por stewart, requiere de la composicion del gas conocida unaque su metodo
requiere mas calculos que los primeros metodos el conjunto de reglas ha demostrado ser mas preciso. El segundo metodo, desarrollado por Sutton. Proporciona un metodo para estimar las propiedades pseudocriticas cuandono se tiene la composicion del gas. Este metodo requiere mucho menos aritmateca que el de Stewars, la regla de mazclas es el metodo preferido y mas importante por mayor velacidad y presicion posible. A pesar de que solo utiliza la gravedad especifica del gas en lugar de los detalles de la composicion de los hidrocarburos. En esta seccion se van a corregir correlaciones pseudocriticas para la ppresion y temperatura para la presencia de comptaminates que comunmente se asocian a la produccion de gas natural como el dioxido de carbono, nitrogeno ctc. En adiccion se ilutran tecnicas y culculos para la estimacion gravedad espesifica del gas para gas seco y gas condensado. 1.4.1 estimscion de las propiedades seudocriticas de la composicion del gas cuando no es conosida. Stewar comparo 21 diferentes mezcla de reglas y concluyo que es el mejor metodo y esta formado por dos ecuaciones: Ecuacion 1.19:
Desarrollada:
Sus reglas de mezcla proporcionan los más consistentes resultados en un simple cubo de regla de mezcla cuando sus datos experimentales se comparan con los resultados de una computadora. 1.4.2 estimación de las componentes Pseudacriticas cuando la composición del gas es desconocida. Correlacion de sutton s. El método propuesto por Stewart. Para calcular propiedades pseudocriticas requieren información sobre la composición del gas. Sin embargo a menudo los análisis de laboratorio no son disponibles. Sutton desarrollo una correlación para estimar la presión y temperatura pseudocritica en función de la gravedad del gas, Sutton muestra curvas de correlación fig. 1.1. Sutton ajusta los datos en bruto con ecuaciones cuadráticas Obtiene las siguientes ecuaciones empíricas sobre las propiedades pseudocriticas del los hidrocarburos con la gravedad específica del gas.
En la ecuación 1.25 y 1.26 y fig 1.1 es aplicable para contenido de gas nitrogeno y no H2S donde determina lo siguiente.
Donde
se usan para separar la gravedad del gas.
nota también de que la presión y la temperatura seudocritica calculada con 1.28 y 1.29 no son correctas si la mezcla de gas es contaminada con componentes de hidrocarburos, correcciones comunes de contaminantes de gas natural incluyen dióxido de carbono, nitrógeno, y vapor de agua. 1.4.3 corrección de las propiedades pseudocriticas contaminados por H2S y CO2. Wichert y Aziz desarrollaron una correlación para darse cuenta de los efectos del CO2 y H2S en la presión y temperatura pseudocritica, su correlación. Su correlación. Que ajusta las propiedades pseudocritica de la mezcla de gas natural a los valores de rendimiento correcto de las propiedades estimadas. La correlacion de Wichert y Aziz se muestra en la figura 1.2 es
donde la temperatura pseudocritica y la presion pseudocritica se ajuta a la comtaminacion del CO2 y h2S.
1.4.4 corrección de las propiedades pseudocriticas contaminados por vapor de agua. Las correlaciones están disponibles para la corrección de sus propiedades pseudocriticas por la presencia de vapor de agua y nitrógeno. Ecuaciones para la corrección de la presencia de agua y nitrógeno.
1.4.5 Estimación de las propiedades pseudocriticas de los fluidos del yacimiento gas húmedo y condensado. De la recombinación de cálculos. Sutton desarrollo correlaciones que permiten estimar propiedades pseudocriticas del gas natural sin un análisis detallado de
la composición de los fluidos del yacimiento. Sutton requiere sólo estimaciones de la gravedad especifica del gas, para yacimientos de gas seco la gravedad especifica del gas se obtiene en el separador primario las condiciones son iguales en el yacimiento que en una muestra. Las palabras del yacimiento la gravedad especifica es precisa, especialmente por fluidos de gas húmedo y gas condensado es en un análisis de laboratorio donde se muestran los fluidos del yacimiento cuando las composiciones del vapor y de las corrientes líquidas se han determinado en el laboratorio y al estabilizarse los gases y el flujo del líquido se han medido en el separador primario en el campo, los cálculos de la recombinación proporcionan estimaciones útiles de las propiedades de utilidad. En las discusiones subsiguientes, lo primero que ilustran el cálculo de la recombinación del gas húmedo fluye a la superficie registrando los datos de producción. Cuando se presentan correlaciones que se usan para estimar gravedad especifica del yacimiento para los datos de producción en la superficie.
1.4.6 Estimación de la gravedad específica del gas en el yacimiento Es la expresión de la recombinación para la gravedad del gas en el yacimiento para tres estados de separación existe el sistema primario (presión alta) separador, secundaria(presión baja) y accionar tanque.
En términos de gravedad y volumen equivalente la gravedad espesifica del yacimiento es estimada por:
La correlación de la ecuación para fig. 1.3 (para tres estados de separación del sistema) es:
La ecuación 1.38 es la recombinación de la expresión para dos estados de separación del sistema consiste en el separador primario y el accionar del tanque.
Si M es desconocido, especifica ( equ. 1.39b)
se puede aproximar
con cualquier gravedad API y gravedad
Donde Y api es la gravedad especifica de accionar el tanque de hidrocarburo liquido. Porque los gatos de gas y las gravedades especificas de separadores de baja presión y el deposito de los tanques con frecuencia no se miden, la producción de gas debe ser estimada por ecuaciones 1.37 y 1.38. Mientras que la sistema) es:
ecuación de correlación para Fig. 1.4 (para tres estados de separación del
La ecuación de correlacion para fig 1.5 (para dos estados de separación de sistema) es:
la tasa de flujo de gas Wellstream que representa al gas y al liquido producido en la superficie incluido la alta y baja presión de separación y el gas en tanque de deposito, se calcula con:
Asimismo, el gas producido acumulado Wellstream en la superficie puede ser calculado. si la relación gas / líquido y el liquido y gas su gravedad permanecen constantes con el tiempo y la producción acumulada de gas en la superficie se sabe que Qo:
1.4.7 prosedimiento sistematico para calcular propiedades pseudocr iticas del gas. el procedimiento siguiente se resumen las técnicas descritas anteriormente para calcular presión y temperatura pseudocritica por estimación de factor z, compresibilidad del gas y vicosidad del gas. 1. Estime la temperatura y presión pseudocritica a) si los análisis de laboratorio de una muestra de fluido del yacimiento está disponible, entonces calcula presión pseudocritica con Stewart la composición de los líquidos del separador y el gas se conocen entonces es necesario la composición de los fluidos del yacimiento primero se determinan por la combinación de cálculos como se indica en 1, 4,5. 1. Estime la gravedad del gas de los hidrocarburos a) el gas no contiene contaminates, entonces 2. la gravedad del fluido Yw se usa cuando Yh=Yw para gas húmedo y gas condensado. b)si el gas contiene mas de 12% de CO2, mas del 3% de N2 y acido sulfúrico entonces calcula la gravedad del gas del hidrocarburo 3.corregir propiedades pseudocriticas para el nitrógeno y el vapor de agua usando el método de Casey. a) si el gas no contiene nitrógeno y vapor de agua entonces
b) si el gas contiene nitrógeno y vapor de agua entonces calcule presión y temperatura pseudocritica con el método que se indica en la sección 1.44 4. presión y temperatura pseudocritica no tienen los valores apropiados utilice correlaciones para factor Z, compresibilidad y viscosidad. y
Dranchuk y Abou-Kassem correlación para factor z.
Standing y Katz presentan la correlación grafica del factor z para gas natural en función de la presión pseudoreducida y la temperatura pseudoreducida . Dranchuk y Abou-Kassem desarrollaron sus EOS preliminares estimando el factor z con rutinas de computadora. Ajustaron la EOS con un promedio de 1500 puntos el error absoluto de .486% cuando el factor z es función de la presión y temperatura pseudoreducida Le recomendaremos el siguiente procedimiento para estimar el factor z con la correlación de Dranchuk y Abou-Kassem. 1. Calcula las propiedades pseudocriticas correctas para H2S, CO2, N2 y H2O, presión critica y temperatura critica use el procedimiento indicado. 2. Calcule las propiedades reducidas Estime el factor z usando la figura 1.7 y 1.8 como alternativa, pueden ser desarrollados usando las ecuaciones en apéndice A. y
una rutina de
equipo
1.6 gas FVF
El FVF del gas, Bg, es definido como
El volumen de n moles de un gas a condiciones de llacimiento se puede obtener con la ley de los gases reales.
Donde T= temperatura del yacimiento en R y P= presión del yacimiento en PSI. Similarmente para un volumen de un gas a condiciones de yacimiento se obtiene con la ley de los gases reales.
Donde T=temperatura a condiciones estándar R y P= presión a condiciones estándar.
Asumen condiciones estándar de T=60 f=519.67 R. P=14.7 psi y z= 1
1.7 DENSIDAD DEL GAS Derivada de la ley de los gases y apoyados en las deficinciones de mole y volumen especifico se obtiene: Pv= zRT/M Dejando en términos de la temperatura y presión los cuales son factores que tienen gran impacto se tiene que: =1/v V=1/v =(p)(28.963g)/(z)(10.732)(T) = 2.70*g/zT Donde la densidad esta dada en lbm/ft^3, la presión en psi, la gravedad especifica es tomada del aire (1.0), la temperatura en R y elñ factor z es adimensional. 1.8 COMPRESIBILIDAD EL GAS La variación de la compresibilidad de un fluido con la presión y temperatura es de gran importancia para los cálculos de ingeniería de yacimientos. Para una fase liquida, la compresibilidad es pequeña y se asume en ocasiones constante, pero para los gases no sucede lo mismo. La compresibilidad isotérmica del gas es el cambio en el volumen por unidad de cambio de presión. Para gas ideal, Z=1 constante, y la compresibilidad es Cg= 1/P
1.10 Propiedades Yacimientos de Aceite Estas correlaciones son más complicadas y ambiguas que aquellas de los gases naturales por los diferentes componentes que por lo general contienen al aceite. Aunque la mayoría de los componentes de un aceite son hidrocarburos, la larga cadena molecular de sus componentes pueden ser de diferentes clases químicas (ejemplo aromático y parafinas). Aparte de la composición del aceite, las formas de mesclado para líquidos son consideradas diferentes que la de los gases. También la composición natural de los hidrocarburos líquidos, simples reglas de mesclado no aplicaran, y las correlaciones deben de ser completamente empíricas. 1.10.1 Aceite FVF. Stading desarrolló una correlación para el aceite FVF, presiones debajo de la presión de burbuja o de la saturación original.
Bo,
para
Aunque otras correlaciones para Bo que desde entonces han aparecido pueden ser más precisas para aéreas geológicas especificas o tipos de aceite crudo. Una ventaja adicional es que es consistente la correlación para una adecuada estimación de Pb. Para presiones menores o iguales a Pb, la correlación de Standing:
Donde
En las ecuaciones Bo= factor vol. aceite, R B/STB; Rs=solución GOR, scf/STB; g = gravedad especifica gas (aire=1); Tf=Temperatura °F; o=gravedad especifica del aceite (agua=1)
El error absoluto promedio de la correlación dada por la ecuación 1.68 fue de 1.17% con 105 datos que entraron en los siguientes rangos de propiedades:
La correlación en la fig. 1.11 es aplicada para el cálculo de de Bo en aceites negros a presiones por debajo del punto de burbuja y con propiedades por arriba de los rangos dados.
Correlación Standing para aceite FVF
Para aceites negros a presiones por encima del punto de burbuja, se presenta la siguiente correlación, para un líquido si la compresibilidad de este liquido es constante
Bob=factor
vol. aceite FVF a presión original al punto de burbuja R B/STB
Co=compresibilidad isotérmica del aceite psi-1 Pb= presión de burbuja original Psia P=presión yacimiento psia 1.10.2 Presión Punto de Burbuja y Solución GOR Standing también desarrollo la correlación mostrada en la fig. 1.12 mientras que esta correlación puede ser usada para estimar presiones de Punto de Burbuja cuando el puto de Burbuja, GOR, Rsb, pueden ser calculados exactamente con datos de producción tempana, esto también puede ser usado para estimar la solución GOR, Rs, para presiones debajo de la presión original del punto de Burbuja.
Fig. 1.12 Correlación para GOR Para presiones mayores o iguales a la presión original del punto de burbuja, la correlación de Standing para estimar Pb es:
En estas ecuaciones Pb=presión original del punto de burbuja, psia, g=gravedad especifica gas (aire=1); °API = gravedad especifica del aceite= ; Rsb=solución GOR a Pb , scf/STB, y Tf= temperatura de formación °F Para determinar Rs a P menor o igual a Pb, usamos
El error absoluto promedio de esta correlación fue del 4.8% de 105 muestras La correlación fu desarrollada con la misma base de datos que la correlación de Standing para aceite FVF, por lo que los mismo limites de presión y temperatura fueron aplicados. A menudo, la presión descubierta del yacimiento es más grande que la presión original del Punto de Burbuja, es decir, Rs=Rsb bajo esta condición 1.10.3 Compresibilidad del Aceite. Esta correlación fue desarrollada para coeficientes isotérmicos de compresibilidad, Co, para aceites negros a la presión debajo del punto de burbuja. Cuando Rsb en Pb es conocida, la compresibilidad del aceite puede ser así:
Cuando Rsb no es conocida, la compresibilidad del aceite se conoce como:
Se nota que las ecuaciones 1.74 y 1.75 calculan la compresibilidad aparente del aceite, que incluye la compresibilidad del líquido y del gas en solución. En estas dos ecuaciones Co= compresibilidad aceite psia-1 , °API= reservas de petróleo del tanque (stock-tank oil), g=promedio ponderado de separación y gravedad especifica del gas en tanques de almacenamiento (aire =1) y T = temperatura de yacimiento R Estas ecuaciones fueron desarrolladas con 2500 e jemplos con los siguientes rengos:
La compresibilidad del aceite a presiones por encima de Pb, pueden ser estimadas con la correlacion de Vasquez-Beegs
El error absoluto promedio de la ecuación fue de 0.284% para 4036 muestras. siguientes rangos:
Bajo
los
1.10.4 Viscosidad del aceite. Ng & Egbogah desarrollaron una correlación para la viscosidad del aceite muerto (gas libre):
Donde od=viscosidad aceite muerto, cp; °API= gravedad especifica aceite °API, Tf= temperatura °F Mc Cain preparó la figura 1.13 usando esta ecuación 1.77 para obtener un error absoluto promedio del 6.6 % en el siguiente rango de datos:
La correlación de Beggs-Robinson para la viscosidad del aceite vivo está en función de la solución GOR, Rs (scf/ST B) y es:
El promedio del error absoluto de la ecuación 1.78 fue de 1.83% el cual se encuentra en entre los siguientes rangos de datos utilizando la gra fica 1.14
Fig. 1.14 viscosidad de aceite saturado
A presiones por encima de PB, la viscosidad del aceite puede ser calculada con la correlación de Vázquez - Beggs
ob= viscosidad aceite a presión Pb, cp y El error promedio absoluto de estas evacuaciones fue del 7.54% esta correlación fue desarrollada para aceites negros con propiedades dentro de los rangos.
1.11 Propiedades de Yacimientos de Agua: La concentración de sólidos disueltos en agua es importante y puede expresarse en partes por millón, peso %, y gramos de sal por agua. Tabla 1.8 Conversión de Unidades para la disolución de Sólidos en Agua.
1.1.1.1 Agua FVF Mc Cain desarrolló la correlación para agua FVF, Bw Bw= (1+VWT)
(1+Vwp)-----(1.83)
Donde el volumen correspondiente para temperatura (VWT) y presión (V WP) se obtiene de las siguientes figuras:
Donde (VWT) y presión (VWP) se obtiene de la siguiente manera:
Bw=agua FVF, R B/STB
Tf=temperatura °F
P=presión psia
1.11.2 Solución gas-agua (Relación): Mc. Cain desarrolló la siguiente correlación para la relación solubilidad gas/ agua pura, Rswp
Y la derivada parcial de esta Rswp con respecto a la presión
Para ambas ecuaciones
Las correlaciones fueron desarrolladas para 1000
Donde S = salinidad wt% sólidos, Tf = Temperatura °F, Rswp = relación de solubilidad gas agua pura scf/STB Rsw = Relaciòn de Solubilidad gas/salmuera scf/STB 1.113 Comprensibilidad Agua: Como la comprensibilidad de un yacimiento de agua es la propiedad más afectada por la presencia de gas libre, se tiene una expresión para la comprensibilidad, con presencia de gas libre debajo del punto de burbuja. Para presiones mayores o iguales a Pb, Osif desarrollo la siguiente correlación.
Cw= compresibilidad isotérmica del agua de formación psi-1 P= presión psia S =salinidad gNaCl/L Tf= temperatura °F Los rangos de valores fueron los siguientes:
Una alternativa para Cw se presenta en la siguiente gráfica 1.22 y 1.21
Ramey reportó la siguiente relación teórica para la comprensibilidad del agua formación a Presiones debajo de punto burbuja.
Donde 1) Estimar Bg usando g= 0.63 mantuvo que este valor es basado en el límite como dato conocido, pero darà resultados razonables para cálculos adicionales. 2) Bw calcular usando Eq. 1.83 a través de 1.85 y el procedimiento descrito en la sección 1.11.1 3) Calcular
de la ecu. 1.87 o de la figura 1.19 y multiplicar esta v valor por la
corrección del factor de forma de contenido de sólidos disueltos ver la figura.
FIG. 19
1.11.4 Viscosidad del Agua. McCain desarrolló la siguiente correlación para la viscosidad del agua de formación a presión atmosférica y temperatura de yacimiento.