Gas Humedo

Gas Húmedo: El que tiene un contenido alto de propano hasta heptano Yacimientos de gas húmedo Tiene un mayor contenido de componentes intermedios y pesados que los gase s seco. En ellos no ocurre condensación retrograda durante el agot amiento de presión. La cantidad de líquido condensado en el separador es menor. La variación de la RGP y gravedad API durante la vida productiva permanecen constantes. La composición del fluido producido no cambia durante el agotamiento de presión.

están constituidos por hidrocarburos que no condensan a condiciones de yacimiento pero si acondiciones de separador

YACIMIENTOS DE GAS HUMEDO Método Volumétrico Reservas de Gas = GOES*FRg Reservas de Líquido = COES*FRL  

Debido a que la composición del gas húmedo no cambia durante e l agotamiento de presión, la RGL permanece constante y se cumple: FRg = FRL = FR Donde FR tiene los mismos valores del caso de yacimientos de gas seco. Método de Declinación de Presión (P/Z) Para yacimientos de gas húmedo se tiene: 

Donde: G = GHOES: Gas húmedo original en sitio, PCN Gpt: Producción total acumulada de fluido (gas del separador, hidrocarburos líquidos y agua) equivalente en gas, PCN

Donde el primer término de la ecuación se refiere al gas del separador, el segundo es el petróleo equivalente en gas y el último, se refiere al agua equivalente en gas, siendo: NL: Producción acumulada de hidrocarburos líquidos, BN Wp: Agua producida acumulada, BN gW: Gravedad específica del agua producida (agua = 1) Mw: Peso molecular del agua, lb/lbm (Mw = 18) Procedimiento: 1. Determinar Zgh y Gpt a las diferentes presiones disponibles 2. Graficar P/Zgh vs Gpt. 3. Interpolar una línea recta a través de los puntos. 4. Extrapolar una línea recta hasta P/Zgh = 0. El punto de corte sobre el eje horizontal representa el gas húmedo original en sitio (GHOES) como se ilustra en la figura 9.

5. Calcular Pab/Zghab fijando la presión de abandono para el yacimiento (Pab). Entrar con este valor y leer sobre el eje horizontal el valor de Gptab. 6. Determinar las reservas de gas y líquido a partir de Gptab.

RGL y RAL, relación gas-líquido (PCN/BN) y agua-líquido (BN/BN), permanecen constantes durante la explotación del yacimiento. El agua que produce un yacimiento volumétrico de gas se considera que proviene de la condensación del vapor de agua que satura el gas en el yacimiento.

Yacimientos de Gas Húmedo

Estos yacimientos son inicialmente encontrados con componentes de hidrocarburos en la fase gaseosa, como en los yacimientos de gas seco. Cuando la presión del yacimiento disminuye por la producción, el gas remanente en el yacimiento podría estar enteramente en una sola fase, sin sufrir condensación en la formación. Sin embargo, una porción de gas producida a través del pozo se condensa debido a la reducción de la presión y temperatura en la superficie. Esto ocurre por la presencia de hidrocarburos en el yacimiento de gas que se condensan bajo condiciones de superficie. Los componentes hallados en este tipo de yacimientos son más pesados que los encontrados en los yacimientos de gas seco.

A continuación se presentan las características más resaltantes de los yacimientos de gas húmedo: 

La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica.

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Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento, pero una vez en superficie entran a la región bifásica.

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El líquido producido es de incoloro a amarillo claro.

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Poseen una gravedad °API mayor a 60°.

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En comparación con los gases secos, hay una mayor acumulación de componentes intermedios.

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La relación gas – petróleo se encuentra entre 60 y 100 (MCP/BN).