Los yacimientos de gas natural se definen por la ubicación de la presión y la temperatura inicial en un diagrama de presión - temperatura se subdividen en yacimientos de gas seco, gas húmedo y ga...
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Descripción: I • I I I lngenierfa de Yacimient9s) de Gas Condensado Ingenieria de Yacimientos de Gas Condensado Gonzalo Rojas ... A A A DEDICATORIA Maria Eugenia, Eugenia y David, mi fuente de amor e i...
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CONTENIDO
CAPITULO 1
CARACTERIZACIÓ N TERMO DINAMICA DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS 1 INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………… 2FACTORES FÍSICOS QUE CONTROLAN EL COMPORTAMIENTO DE FASES …...…………… 3 DIAGRAMA DE PRESIÓNTEMPERATURA DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS …………. 4 COMPORTAMIENTO RETRÓGRADO DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS ……………….... 5 CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS EN BASE A LOS HIDROCARBUROS QUE CONTIENEN……………………………………………............................................................................ 5.1 Yacimientos de Gas Seco……………………………………………………………………… 5.2 Yacimientos de Gas Húmedo………………………………………………………………….. 5.3 Yacimientos de Gas Condensado…………………………………………………………….... 5.3.1 Características………………………………………………………………………..... 5.3.2 Presión de Rocío Retrógrada (Proc)………………………........................................ 5.3.3 Condensación y Vaporización………………………………………………………... 5.3.4 Yacimientos de Gas Condensado con Zona de Petróleo …………………………….. 5.4 Yacimiento de Petróleo Volátil……………………………………………............................... 5.5 Yacimientos de Petróleo Negro………………………………………………………………... 6 EVOLUCIÓN DE LA RGP Y GRAVEDAD API…………………………………………………….. 7 REFERENCIAS……………………………………………………………………...............................
15 15 16 19 20 21 23 24 24 26 28 32 32 34 35 36
CAPITULO 2
VARIACIÓN DE LA COMPO SICIÓN DE ME ZCLAS DE HIDROCARBUROS CON PRO FUNDIDAD 1 INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………... 41 2 CAUSAS DE LA VARIACIÓN COMPOSICIONAL………………………………………………… 41 3 YACIMIENTOS CON MAYOR TENDENCIA A MOSTRAR VARIACIÓNES 43 COMPOSICIONALES …………………………………………………………………………………… 4 ALGORÍTMO TERMODINÁMICO DE PREDICCIÓN DE LA BARODIFUSIÓN ………………... 43 5 VARIACIÓN DE LAS PROPIEDADES DE LAS MEZCLAS DE HIDROCARBUROS CON PROFUNDIDAD………………………………………………………………………………………..... 46 5.1 Composición…………………………………………………………………………………… 46 5.2 Relación GasPetróleo…………………………………………………………………………. 47 5.3 Presión de Saturación………………………………………………………………………….. 47 5.3.1 Presencia de Contacto Gas Petróleo……………………………………………… 47 5.3.2 Ausencia de Contacto Definido Gas Petróleo…………………………………….. 50 6 ELEMPLOS DE CAMPO……………………………………………………………………………… 50 6.1 Yacimientos Del Mar Del Norte………………………………………………………………. 50 6.2 Campo El Furrial……………………………………………………………………………… 51 6.3 Campo Carito………………………………………………………………………………….. 53 6.4 Campo Cusiana………………………………………………………………………………… 54 7 REFERENCIAS………………………………………………………………………………………... 55
CAPITULO 3
MUESTREO Y VALIDACIÓN DE PRUEBAS PVT DE GAS CONDENSADO 1INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………………………. 59 2 TIPOS DE SEPARACIÓN GASLÍQUIDO…………………………………………………………… 59 2.1 Separación Diferencial………………………………………………………………………… 59 2.1 Separación Instantánea………………………………………………………………………… 60 3 PROCESOS DE SEPARACIÓN GAS LIQUIDO EN EL YACIMIENTO Y SUPERFICIE ……….. 60 4 ¿CUÁNDO SE DEBE TOMAR LA MUESTRA?.................................................................................. 61 5 RECOMENDACIONES SOBRE LA ESCOGENCIA DEL POZO DE PRUEBA ..…………………. 62 6 PREPARACIÓN DEL POZO DE PRUEBA PARA EL MUESTREO………………………………... 62 7 NÚMERO DE MUESTRAS…………………………………………………………………………… 64
8 TIPOS DE MUESTREO……………………………………………………………………………….. 8.1 Muestras de Superficie (recombinaciones de separador)……………………………………… 8.2 Muestras de Cabezal…………………………………………………………………………… 8.3 Muestras de Fondo……………………………………………………………………………... 9 PRUEBAS DE LABORATORIO ……………………………………………………………............... 9.1 Recombinación………………………………………………………………………………… 9.2 Composición…………………………………………………………………………………… 9.3 Prueba CCE (Constant Composition Expansión)……………………………………………… 9.4 Prueba CVD (Constant Volume Depletion)…………………………………………………… 9.5 Prueba de Separador…………………………………………………………………………… 9.3 Resultados de una Prueba PVT………………………...……………………………………… 10 PROCESO SIMULADO POR PRUEBAS PVT DE GAS CONDENSADO………………………… 11 INFORMACIÓN OBTENIBLE DE LAS PRUEBAS PVT………………………………………….. 12 LIMITACIONES DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO……………………………………… 13 APLICACIONES…………………………………………………………………………………….. 14 VALIDACIÓN DE LAS PRUEBAS PVT…………………………………………………………… 14.1 Representatividad de las Muestras…………………………………………………………… 14.2 Consistencia de los Resultados…….………………………………………………………… 14.2.1 Recombinación Matemática………………………………………………………… 14.2.2 Balance Molar…………….………………………………………………………… 14.2.3 Criterio de Hoffman, Crump y Hoccott…..………………………………………… 15 REFERENCIAS………………………………………………………………………………………. APENDICE RESULTADOS DE UN ANÁLISIS PVT………………………………………………….
PROPIEDADES DEL GAS NATURAL Y DEL GAS CONDENSADO. CORRELACIONES Y ECUACIONES DE ESTADO 1INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………………………….... 2 PROPIEDADES DE LOS COMPONENTES PUROS………………………………………………... 3 PESO MOLECULAR APARENTE…………………………………………………………………… 3.1 En Base a la Composición de la Mezcla………………………………………………………. 3.2 En Base a la Gravedad Específica……..………………………………………………………. 4. GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS CONDENSADO…………………………………………….. 5 PROPIEDADES SUEDOCRÍTICAS………………………………………………………………….. 5.1 En Base a la Composición…………………………………………………………………….. 5.2 En Base a la Gravedad Específica….………………………………………………………….. 6 PROPIEDADES DEL SEUDOCOMPONENTE PESADO………………………............................... 6.1 Temperatura y Presión Seudocrítica…………………………………………………………... 6.2 Volumen Molar Seudocrítico……...…………………………………………………………... 6.3 Peso Molecular, Gravedad Específica y Factor Acéntrico……………………………………. 6.4 Correlaciones de Kesler y Lee…….…………………………………………………………... 6.5 Temperatura Normal de Ebullición….………………………………………………………... 7 CONTENIDO LÍQUIDO DEL GAS…………………………………………………………………... 8 PRESIÓN DE ROCIO RETRÓGRADA………………………………………………………………. 8.1 Correlación de Nemeth y Kennedy……………………………………………………………. 8.2 Correlación de Marruffo, Maita, Him y Rojas…………………...……………………………. 9 COMPORTAMIENTO REAL DE LOS GASES……………………………………………………… 10 FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS NATURAL……………………………………….. 10.1 Método Gráfico de Standing y Katz………………………………………………………..... 10.2 Ajuste a las Curvas de Standing y Katz……………………………………………………... 11 FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS CONDENSADO A P> Proc …………………….. 12 FACTOR DE COMPRESIBILIDAD BIFÁSICO……………………………………………………. 12.1 Pruebas de Laboratorio………………………………………………………………………. 12.2 Ecuación de Estado………..…………………………………………………………………. 12.3 Correlación…………...……………………………………………………………………….
13 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS……………………………………………………………… 14 DENSIDAD DE MEZCLAS A ALTA PRESIÓN…………………………………………………… 14.1 Densidad de Mezclas en Fase Gaseosa……………………………………………………… 14.2 Densidad de Mezclas en Fase Liquida…….………………………………………………… 14.2.1 Método de Alani y Kennedy……………………………………………………….. 14.2.2 Método de Standing y Katz…………………………...…………………………….. 15 VISCOSIDAD………………………………………………………………………………………... 15.1 Factores que afectan la viscosidad de un Gas……………………………………………….... 15.2 Factores que afectan la viscosidad de un Gas………………………………………………... 15.3 Determinación de Viscosidades……………………………………………………………… 15.3.1 Método de Lee, González y Eakin………………………………………………… 15.3.2 Método de Lohrenz, Bray y Clark….……………………………………………… 16 ECUACIONES DE ESTADO……………………………………………………………………….. 16.1 Ecuación de Estado de Peng y Robinson (EDEPR)………………………………………… 16.1.1 EDE PR de dos Parámetros………………………………………………………… 16.1.2 EDE PR de tres Parámetros………………………………………………………... 16.2 Coeficiente de Interacción Binaria, dij………………………………………………………. 16.3 Agrupamiento (Grouping) …………………………………………………………………… 16.4 Fraccionamiento (Splitting) del C7+………………………………………………………… 16.5 Calibración de Ecuación de Estado………………………………………………………….. 17 REFERENCIAS……………………………………………………………………………………….
CÁLCULO DE RESERVAS DE YACIMIENTOS DE GAS SECO 1 INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………... 2 CÁLCULO DEL GOES POR EL MÉTODO VOLUMÉTRICO……………………………………… 3 RESERVAS PROBADAS…………………………………………………………………………….. 3.1 Factor de Recobro ……………………………………………………………………………. 3.2 Criterios de Abandono de un Yacimiento de Gas…………………………………………….. 3.2.1 Presión de Abandono…………………………………………………………………. 3.2.2 Inundación de los Pozos de Gas con Agua…………………………………………… 4 ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES (EBM)……………………………………………. 4.1 Ecuación General……………………………………………………………………………… 4.2 Casos Particulares……………………………………………………………………………… 4.2.1 EBM para Yacimientos Volumétricos……………………………………………….. 4.2.2 EBM para Yacimientos con Empuje Hidráulico……………………………………… 5 CÁCULO DE BALANCE DE MATERIALES……………………………………………………….. 5.1 Yacimientos Volumétricos……………………………………………………………………. 5.1.1 Gráfico de P/Z Vs. Gp ( Método de Declinación de Presión)……………………….. 5.1.2 Procedimiento de Cálculo…………………………………………………………….. 5.1.3Extensión Areal de un Yacimiento Volumétrico de Gas……………………………... 5.1.4 Porcentaje de Recobro………………………………………………………………... 5.1.5 Reservas Remanentes……………………………………………………………….... 5.1.6 Limitaciones del Método de Declinación de Presión………………………………… 5.2Yacimientos de Gas con Presiones Anormales………………………………………………… 5.3 Yacimientos de Gas con Empuje Hidráulico………………………………………………….. 5.3.1 Gráfico de Cole ( Cole Plot)…………………………………………………………... 5.3.2 Método de Cálculo de de Intrusión de Agua, We…………………………………….. 5.3.2.1 Método de la EBM…………………………………………………………… 5.3.2.2 Método de van Everdingen y Hurst………………………………………….. 5.3.2.3 Método de Acuífero Pote (Pot Aquifer)……………………………………… 5.3.3 EBM como una línea recta. Método de Havlena y Odeh……………………………... 5.3.4 Determinación Simultánea de G y W. Modelo del Acuífero Pote……………………. 5.3.5 Porcentaje de Recobro………………………………………………………………... 5.3.5.1 Ecuaciones…………………………………………………………………….
5.3.5.2 Saturación Residual de Gas en Zonas Invadidas por Agua…..………………. 5.3.5.3 Estimación de las Condiciones de Abandono de Yacimientos de Gas con Empuje Hidráulico…………………………………………………………………….. 5.3.5.4 Factores que afectan el Recobro de Gas…………………………………….... 6 CURVAS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN…………………………………………………. 6.1 Aspectos Prácticos…………………………………………………………………………….. 6.2 Clasificación de las Curvas de Declinación…………………………………………………… 6.2.1 Declinación Exponencial……………………………………………………………... 6.2.2 Declinación Hiperbólica….…………………………………………………………... 6.2.3 Declinación Armónica………………………………………………………………... 6.3 Reconocimiento del Tipo de Declinación en Base a las Curvas Tipo de Fetkovich…………. 7 REFERENCIAS………………………………………………………………………………………..
229 231 231 234 234 237 238 245 247 249 253
CAPITULO 6
CÁLCULO DE RESERVAS DE YACIMIENTOS DE GAS HUMEDO Y GAS CONDENSADO 1 INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………... 2 CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO…………………………… 3 DETERMINACIÓN DE GCOES, GOES, COES……………………………………………………... 3.1 Recombinación en Base a la Relación Gas Condensado……………………………………… 3.2 Recombinación en Base a la Composición de Fluidos del Separador de Alta Presión………. 4 USO DE LOS MÉTODOS DE PREDICCIÓN DE YACIMIENTOS DE GAS SECO EN YACIMIENTOSDE GAS HÚMEDO Y CONDENSADO POBRE…………………………………….. 5 CÁLCULO DE RESERVAS………………………………………………………………………….. 5.1 Yacimientos De Gas Condensado Volumétricos……………………………………………… 5.1.1 Método de Declinación de Presión…………………………………………………… 5.1.2 Predicción en Base a Datos de Laboratorio……………...…………………………… 5.1.3 Correlaciones de Eaton y Jacoby…………………………………………………….. 5.2 Yacimientos de Gas Condensado con Empuje Hidráulico y Condensación Retrógrada……… 5.2.1 Método de Declinación de Presión…………………………………………………… 5.2.2 Método de Havlena y Odeh………………………………………………………….. 6 PREDICCIÓN VERSUS COMPORTAMIENTO REAL…………………………………………….. 7 YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON ZONA DE PETRÓLEO…………………………. 8 REFERENCIAS………………………………………………………………………………………...
PROBLEM AS ASOCIADOS A LA EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS DE GAS CONDENSAD Y SOLUCIONES 1 INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………………………… 315 2 PROBLEMAS ASOCIADOS A LA EXPLOTACIÓN DE YACIMIETOS A LA EXPLOTACIÓN 315 DE YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO……………………………………………………….. 2.1 Acumulación de Líquido en los Pozos………………………………………………………. 315 2.2 Acumulación de Líquido en la Formación…………………………………………………... 318 2.2.1 En Zonas Cercanas al Pozo…………………………………………………………. 318 2.2.1.1 Desarrollo del Anillo de Condensado……………………………………… 320 2.2.1.2 Saturación Crítica de Condensado………………………………………… 322 2.2.1.3 Permeabilidades Relativas en Yacimientos de Gas Condensado…………... 323 2.2.2 En todo el Yacimiento………………………………………………………………. 329 2.2.3 Estimulación de Pozos de Gas Condensado Dañados por Condensación Retrógrada 329 2.3 Dispersión de Gas Condensado en Zonas Invadidas por Agua. 331 2.4 Irrupción prematura del Gas Seco en los Pozos de Producción……………………………. 333 3 ESQUEMAS DE EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO…………….. 335 4 AGOTAMIENTO NATURAL DE LAS RESERVAS……………………………………………… 337 4.1 Desventajas…………………………………………………………………………………. 337 4.2 Ventajas…………………………………………………………………………………….. 339 5. CICLAJE DE GAS SECO…………………………………………………………………………… 340
5.1 Objetivos……………………………………………………………………………………. 5.2 Ventajas y Desventajas……………………………………………………………………... 5.3 Mecanismos de Desplazamiento……………………………………………………………. 5.4 Método de Predicción………………………………………………..................................... 5.4.1 Yacimientos Uniformes……………………………………………………………. 5.4.2 Yacimientos Heterogéneos………………………………………………………… 5.5 Influencia de Varios Factores sobre el Comportamiento de la Inyección de Gas en Yacimientos de Gas Condensado……………………………………………………….. 5.5.1 Factor de Reemplazo………………………………………………………………. 5.5.2 Presión de Mantenimiento…………………………………………………………. 5.5.3 Riqueza de Gas Condensado………………………………………………………. 5.5.4 Inicio de Inyección de Gas…………………………………………………………. 5.5.5 Variación de Permeabilidad……………………………………………………….. 5.6 Desinfle Luego de la Inyección de Gas…………………………………………………….. 6 TÉCNICA DE COPRODUCCIÓN DE GAS Y AGUA……………………………………………. 6.1 ¿Por qué La Técnica de Coproducción mejora el Recobro?................................................... 6.2 Factores que afectan la Coproducción de Agua y Gas…………………………………….. 6.2.1 Tiempo de Inicio de la Coproducción…………………………………………… 6.2.2 Razón Reservas/Producción (R/P)……………………………………………….. 6.2.3 Conificación de Agua…………………………………………………………….. 6.2.4 Avance Selectivo del Agua………………………………………………………. 7 EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON ZONA DE PETRÓLEO.. 7.1 Influencia del Esquema de Explotación……………………………………………………. 7.2 Influencia del Tamaño del Acuífero……………………………………………………….. 7.3 Influencia de la Presión de Ciclaje…………………………………………………………. 7.4 Influencia del Tiempo de Iniciación del Ciclaje…………………………………………… 8 INYECCIÓN DE AGUA……………………………………………………………………………. 8.1 Aspectos Positivos…………………………………………………………………………. 8.2 Aspectos negativos…………………………………………………………………………. 8.3 Inyección de Agua en Yacimientos de Gas Condensado Agotados……………………….. 8.4 Inyección de Agua vs. Agotamiento Natural………………………………………………. 8.5 Inyección de Agua vs. Inyección de Gas………………………………………………...… 8.6 Inyección Alterna de Agua y Gas (IAAG)………………………………………………… 9 INYECCIÓN DE NITRÓGENO……………………………………………………………………. 9.1 Eficiencia de Desplazamiento…………………………………………………………….. 9.2 Propiedades Físicas del Nitrógeno…………………………………………………………. 9.3 Efecto del Nitrógeno sobre el Comportamiento Retrógrado del Gas Condensado………… 9.4 Efecto de la Variación de Permeabilidad…………………………………………………… 9.5 Generación y Costo del Nitrógeno…………………………………………………………. 9.6 Localización de los Pozo Inyectores……………………………………………………….. 10 REFERENCIAS……………………………………………………………………………………
