UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERU FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA DEPARTAMENTO ACADÉMICO DE QUÍMICA, INGENIERÍA Y TECNOLOGÍA
C.P. INGENIERIA QUIMICA DEL GAS NATURAL Y ENERGIA
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO Cátedra: CONTROL DE CALIDAD Presentado a: Dr. Abraham Arsenio Palacios Velázquez Facilitador del curso 071 C “INGENIERIA DEL GAS NATURAL I ”
Realizado por: LEON PEREZ, Gustavo Alexis Alumno del VIII semestre de Ingeniería Química Química
HUANCAYO – 2017
RESUMEN
Los yacimientos de gas condensado exhiben un comportamiento complejo debido a la existencia de dos fluidos en el mismo: gas y líquidos condensables, lo que los conlleva a presentar ciertos problemas adicionales durante su producción, entre los que se destaca un fenómeno conocido como condensación retrógrada que consiste en la formación de un anillo o banco de condensado retrógrado que crece en las l as cercanías del pozo, cuando la presión cae por debajo de la presión de rocío. Es por esta razón que para optimizar la explotación de yacimientos de gas condensado con problemas en el recobro de hidrocarburos, es necesario, aplicar métodos que permitan movilizar el condensado que satura al medio poroso. Existen numerosos métodos que pueden ser aplicados en la solución de este problema, sin embargo, debido a las diferencias existentes en cuanto a las características de rocas y fluidos en cada yacimiento, se requiere de un estudio en particular en cada uno de ellos. Por todo lo antes expuesto, se realizó un estudio de los métodos de inyección más utilizados en el oriente del país, los cuales permiten reducir la formación temprana de condensado y la acumulación del mismo en las cercanías del pozo, con la finalidad de realizar un análisis comparativo que permitió definir las mejores prácticas de aplicación de cada método en el control del banco de condensado, ofreciendo un mecanismo de búsqueda rápida para la definición de criterios de selección para su respectiva aplicación en el yacimiento. Finalmente, después de desarrollar y analizar cada uno de los métodos estudiados, se concluyó, que el método más idóneo para aplicarlo en esta región es la inyección de gas seco, ya que este resultó ser el más disponible, económico y el que arrojó eficiencias de desplazamientos más altas. Todo esto basado, en las experiencias de campo y conceptuales (estudios de laboratorio y simulación numérica) que fueron realizadas en esta zona.
INTRODUCCIÓN
En ciertas condiciones de presión y temperatura, es posible que la mayoría de las sustancias existan en algunos de los tres estados de la materia: solido líquido o gaseoso. Por ejemplo, el agua puede estar en estado sólido como hielo, en estado, liquido como agua o en estado gaseoso como vapor. Las propiedades físicas de una sustancias dependen a menudo de su estado, razón por la cual antes de entrar en el estudio de los yacimientos de gas es necesario comprender las propiedades y características que dominan el comportamiento de la sustancia fundamental constituyente de los mismo. Los gases, son de diversos aspectos, mucho más sencillos que los líquidos y los sólidos. El movimiento molecular de los gases resulta totalmente aleatorio, y las fuerzas de atracción entre sus moléculas son tan pequeñas por lo cual se puede considerar en la mayoría de los casos de la vida diaria que cada una se mueve en forma libre y fundamentalmente independiente de las otras. Sujetos a cambios de temperatura y presión, los gases se comportan de manera más previsible que los sólidos y los líquidos. Basados en estas características se han desarrollados importantes leyes que rigen y norman el comportamiento de los mismos, estas leyes han desempeñado un importante papel en el desarrollo de la teoría atómica de la materia y la teoría cinética molecular de los gases.
OBJETIVOS OBJETIVO GENERAL
Describir a los yacimientos de gas condensado.
OBJETIVOS ESPECIFICOS:
Identificar las características del yacimiento de gas condensado.
Describir la condensación retrograda.
Reconocer los tipos de yacimientos de gas condensado.
MARCO TEORICO 1.- YACIMIENTOS DE GAS CONDESADO 1.1.- CARACTERISTICAS La composición de la mezcla de hidrocarburos de un yacimiento de gas condensado es todavía predominante metano (> 60%) como en el caso de los yacimientos de gas seco y húmedo, aunque la cantidad relativa de hidrocarburos pesados es considerablemente mayor. Un gas condensado es un gas con líquido disuelto. La mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y temperatura (punto B en la figura 1) se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío.
Fig. 1 Clasificación de los yacimientos en base al diagrama de fases.
La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la cricondentérmica de la mezcla.
Un gas condensado presenta condensación retrógrada isotérmica en un rango de temperaturas (200°F – 400°F) y presiones (3000 – 8000 lpc) normales en yacimientos.
Fig. 2 Diagrama de fases de un gas condensado en la región retrograda.
En su camino hacia el tanque de almacenamiento (trayectoria F – S1 – WH – S2 – T de la figura 2) el condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura y penetra rápidamente en la región de dos fases para llegar a superficie con las siguientes características: Tabla 1. Caracterización de fluidos de yacimientos en base a información de pruebas de producción y análisis cromatográficos (McCain)
Gas Seco Gas Hum. Gas Cond. Pet. Vol. Pet. Negro
RGP >100 000 >15 000 >3 200 >1 750 <1 750
°API ------<70 >40 <40 <45
C2+ <3.7% <4 <12.5 >12.5 >20
C1 >90% <90 >60 <60 <50
COLOR --------Incoloro Am. Claro Am. Oscuro Neg – Ver
Variación de la RGP y GRAVEDAD °API durante la vida productiva Gas Seco y Gas Húmedo………… Permanecen constantes
Gas Condensado…………………. Aumentan a P
Relación del gas condensado (RGC): Mayor que 3200 PCN/BN Gravedad API del condensado: 40 – 60° El contenido de metano del gas condensado es mayor o igual a 60% y el C7+<12.5%. Color del condensado: incoloro amarillo – claro. Entre más rico en componentes pesados (C 5 +) sea el gas condensado menor es la RGC y la gravedad API del condensado. Además, el color se torna oscuro. 1.2.- PRESION DE ROCIO RETROGRADA, Proc La curva de roció retrograda de la Fig. 3 es típica para un gas condensado. La importancia del conocimiento de la presión de rocío retrograda reside en que a presiones por debajo de ella empieza a ocurrir condensación retrograda del líquido.
Figura 3. Diagrama de fases generalizado de un gas condensado.
Los factores que afectan en mayor grado a la Proc son: temperatura del yacimiento y composición de la mezcla que se puede caracterizar a través de la RGC y de la gravedad API del condensado. En las figuras 4, 5 y 6 realizadas en base a datos experimentales de Sage y Olds muestran el efecto de temperatura, gravedad API del condensado y relación gas – condensado sobre la presión de rocío retrograda.
Figura 4. Efecto de la gravedad °API sobre la presión de rocío retrograda.
Figura 5. Efecto de la temperatura sobre la presión de rocío retrograda.
Figura 6. Efecto de la relación gas – condensado sobre la presión de rocío retrograda.
De estas figuras se puede concluir que: - A medida que incrementa la temperatura, aumenta la Proc - A medida que la gravedad API del condensado aumenta, disminuye la Proc - A medida que incrementa la RGC, disminuye la Proc 1.3.- CONDENSACION Y VAPORIZACION Cuando en un yacimiento de gas condensado se produce una reducción isotérmica de la presión y se cruza la curva de roció, se entra en la región de dos fases ocurriendo la llamada condensación retrograda de las fracciones pesadas e intermedias. Estas fracciones se depositan como liquido en los canales porosos más pequeños de la roca; los hidrocarburos así depositados no logran fluir hacia los pozos ya que raramente se alcanza la saturación critica del líquido. El efecto dañino de permitir la condensación retrograda, tiene el agravante de lo que se deposita son las fracciones más pesadas de la mezcla y por lo tanto, no solo se pierde la parte de mayor valor en el yacimiento, sino que el fluido que se continua extrayendo se empobrece en tales fracciones. En la figura 7 ilustra los cambios que ocurren durante la condensación retrograda de un gas condensado estudiado por Standing. La declinación de presión por debajo de la Proc = 2960 lpca produce una rápida condensación de líquido que alcanza un máximo en este ejemplo, de 8.2% a una presión de 1800 lpca (curva
B de la figura 7). Como el condensado se acumula en el yacimiento, el gas producido tendrá una menor gravedad especifica como lo ilustra la curva C. Al disminuir la gravedad especifica del gas condensado, disminuye su contenido líquido y por tanto incrementa la RGC (curva B). Ya que el contenido de componentes pesados aumenta en el fluido remanente en el yacimiento, se produce un desplazamiento del diagrama de fases hacia abajo y a la derecha siguiendo la tendencia.
Figura 7. Comportamiento retrogrado de un gas condensado a 195 °F.
Luego de alcanzar la condensación retrograda máxima, empieza a ocurrir revaporización del condensado al seguir disminuyendo la presión. Esta revaporización produce una disminución de la RGC y un incremento en la gravedad especifica del gas condensado producido como se observa en la Fig. 7, pero el condensado retrogrado no se revaporiza totalmente aunque se tengan bajas presiones de agotamiento (curva B). Esto se debe a que solo se alcanza
la presión de roció normal a presiones por debajo de la atmosférica (al vacío) como se observa cualitativamente en la figura 2.
La pérdida de condensado retrogrado es mayor cuando: -
La temperatura del yacimiento es baja (< 250 °F) La presión de abandono es alta (> 1000 lpc) El diagrama de fases se desplaza mucho hacía la derecha, debido a los cambios de composición de la mezcla.
El condensado retrogrado atrapado en un yacimiento sin empuje hidráulico puede recuperarse por revaporización inyectando gas natural a alta presión. Existe experiencia de revaporización de condensados. En tres ciclos de represionamiento agotamiento de yacimientos de gas condensado. 1.4.- YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON ZONA DE PETROLEO Es común encontrar una pequeña zona de petróleo (llamada también pierna de petróleo) en yacimientos de gas condensado. En el contacto gas – petróleo (CGP), el gas condensado se encuentra saturado en su punto de rocío retrogrado y el crudo también se encuentra saturado en su punto de burbujeo. La Fig. 8 muestra los diagramas de fases del gas condensado y del petr óleo en equilibrio. Una disminución de presión en este yacimiento produce condensación retrograda en la capa de gas y liberación de gas en la zona de petróleo. El gas liberado se mezcla con el gas de la capa condensado y el condensado retrogrado con el crudo de la zona.
Figura 8. Diagrama de fases de los fluidos de un yacimiento de gas condensado con zona de petróleo (pierna).
1.5.- LIMITES DEL YACIMIENTO Son las fronteras o barreras que definen el volumen de yacimiento. Entre los factores geológicos que limitan las acumulaciones de gas y crudo se encuentran las lutitas impermeables, así como también calizas compactas, anhidrita, rocas ígneas y rocas metamórficas deformadas estructuralmente en anticlinales, sinclinales, monoclinales y fallas. Estos límites también pueden ser productos de cambios litológicos, tales como lentes o cambios de facies geológicas. Igualmente, adelgazamientos discordantes de la formación pueden ser considerados factores geológicos confinantes.
1.6.-PRESIÓN DEL YACIMIENTO.
La presión del yacimiento es muy importante porque es la que induce al movimiento del fluido desde los confines del yacimiento hacia los pozos y desde el fondo de estos a la superficie.
La presión estática de fluido en un yacimiento, es la presión que existe cuando no hay alteraciones mecánicas o de flujo. Dicha presión denota la presión que existe al frente de la formación petrolífera cuando se interrumpe por un lapso de tiempo determinado la producción, de manera que se restaure la presión en el fondo del pozo resultante de la columna de gas y de líquido, Esta presión restaurada es la presión en la zona petrolífera y por consiguiente representa la presión del yacimiento en condiciones de equilibrio. A medida que los pozos producen hay declinación o decrecimiento de la presión en el transcurso de la vida productiva del yacimiento. En general, se llega a un límite económico de productividad que plantea ciertas alternativas. Anticipadamente a la declinación antieconómica de la presión se puede intentar restaurarla y mantenerla mediante la inyección de gas y/o agua al yacimiento, con fines de prolongar su vida productiva y aumentar el porcentaje de extracción de petróleo del yacimiento económicamente. La presión en los yacimientos es, en general, directamente proporcional a la profundidad en una proporción lineal, información que ha podido obtenerse de afloramiento de formaciones geológicas que constituyen también el yacimiento. Estas formaciones, saturadas de agua, acumulan una presión hidrostática correspondiente a la elevación entre el afloramiento y el petróleo del yacimiento. Para la mayoría de los campos la presión aproximada del yacimiento se puede estimar antes del descubrimiento del mismo, multiplicando la profundidad en pies debajo del nivel hidrostático por el gradiente de la columna de agua (0,433 Ipc/pies). Existen sin embargo, muchas excepciones a esta regla, especialmente a profundidades mayores de 7000 pie, teniendo como explicación muy probable, el estado de fluencia de las rocas bajo el peso de los sedimentos superpuestos. A estas profundidades el límite elástico de algunos componentes de la roca es excedido estando expuesto a deformaciones plásticas. 1.7.-FUERZAS ACTIVAS DEL YACIMIENTO. Los fluidos que contiene el yacimiento están sujetos a la acción de fuerzas
naturales que afectan su movimiento a través del medio poroso. Dichas fuerzas son: FUERZAS DE PRESIÓN: La presión de un yacimiento es aquella que existe bajo condiciones de equilibrio. En general, aumenta con la profundidad y es el resultado del estado de las rocas bajo el peso de la columna geoestática, comunicación con un acuífero y por los fluidos contenidos en el yacimiento.
FUERZAS CAPILARES: Resulta del esfuerzo combinado de tensiones superficiales e interfaciales de líquidos, forma y tamaño de los poros, y propiedades de la roca. FUERZAS VISCOSAS: Son aquellas que se oponen al movimiento como resultado de la f ricción interna producida por las fuerzas intermoleculares del fluido. FUERZAS DE GRAVEDAD: Resulta de las diferencias entre las densidades de los fluidos presentes en el yacimiento. 1.8.- ANÁLISIS PVT YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO El estudio PVT subsiguiente permite identificar los reservorios de Gas y Condensado por la observación del fenómeno de condensación retrógrada. Es razonablemente representativo de los procesos que ocurren durante la
depletación. Tanto en la celda PVT, como en el reservorio, el líquido retrógrado queda retenido en el volumen inicial del sistema.
El efluente de la celda PVT de representativo del efluente de los pozos productivos.
El fluido remanente en la celda PVT es equivalente al fluido que permanece en el reservorio durante la depletación.
En la práctica, durante la determinación de la presión de rocío a temperatura de reservorio pueden presentarse tres situaciones: 1) La presión de rocío resulta inferior a la presión estática del reservorio. En esta condición y habiéndose seguido un adecuado procedimiento de muestreo, se puede concluir que la muestra de fluido es representativa y que el fluido se encuentra en una sola fase a las condiciones de reservorio. Por lo tanto, se puede obtener una caracterización del comportamiento termodinámico del fluido de reservorio a través de la realización de un ensayo de Depletación a Volumen Constante (CVD) a temperatura de reservorio. 2) A la inversa de la situación anterior, la presión de rocío es mayor que la presión estática del reservorio. Esto suele interpretarse como el resultado de la existencia de dos fases móviles en la vecindad del pozo que conducen al muestreo de un flujo bifásico. Estas muestras son consideradas como no representativas ya que la proporción en que ambas fases fluyen al pozo no es directamente proporcional a la saturación de cada fase sino que obedece a la movilidad relativa de las mismas. 3) La última alternativa es que la presión de rocío resulte igual a la presión estática del reservorio (dentro de las incertezas experimentales). Esta condición resulta ser la más común y la interpretación habitual es que la muestra es representativa, y en el yacimiento existe una única fase en condición de saturación (reservorio de Gas y Condensado Saturado). 1.9.- BLOQUE DE CONDENSADO
No todos los yacimientos de gas condensado están limitados por presión debido a la formación de un bloque de condensado en la región vecina al pozo. El grado en que la segregación de condensado constituye un problema para la producción, depende de la relación entre la caída de presión experimentada dentro del yacimiento y la caída de presión total que se produce desde las áreas lejanas del yacimiento hasta un punto de control en la superficie.
2.- CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO Los yacimientos de gas condensado se pueden clasificar de acuerdo a su comportamiento físico en: 2.1.- Yacimientos Subsaturados Son aquellos yacimientos cuya presión inicial es mayor que la de rocío. La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa con deficiencia de líquido en solución. Durante el agotamiento de presión, la composición del gas condensado permanece constante hasta alcanzar la presión de rocío, lo mismo la relación gas condensado en superficie. 2.2.- Yacimientos Saturados La presión inicial es igual a la presión de rocío. La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal de líquido. Tan pronto disminuye la presión del yacimiento ocurre formación de líquido en el mismo, a este líquido se le llama condensado retrógrado. 2.3.- Yacimientos de Gas Condensado con Condensación Retrógrada en el yacimiento Estos yacimientos se caracterizan por la formación de condensado retrógrado en el yacimiento al caer la presión por debajo de la presión de rocío retrógrada.
Debido a que los primeros componentes que se condensan son los menos volátiles (más pesados), el rendimiento de líquido de la mezcla de hidrocarburos producida disminuye con tiempo(a medida que la presión del yacimiento caer por debajo de la presión de rocío) 2.4.- Yacimientos de Gas Condensado sin Condensación Retrógrada en el yacimiento La presión de estos yacimientos se mantiene igual o superior a la presión de rocío retrógrada, no ocurre condensación retrógrada en el yacimiento. La composición de la mezcla de hidrocarburos producida no varía y el rendimiento de líquido en superficie permanece aproximadamente constate. Este comportamiento es similar al de los yacimientos de gas húmedo. La presión de un yacimiento de gas condensado se mantiene por encima de la presión de rocío retrógrada cuando está asociado a un acuífero activo o está sometido a un proceso de mantenimiento de presión. 3. CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS EN EL RESERVORIO 3.1 El fluido del reservorio puede ser clasificado por:
Gas seco, cuando la temperatura del reservorio es mayor que la cricondenterma y las condiciones de superficie se representan por un punto que se encuentra fuera de la región de dos fases(en el diagrama de fases)
Gas húmedo, cuando la temperatura del reservorio es menos que la cricondenterma y mayor que la temperatura critica.
Petróleo (volátil o negro) cuando la temperatura del reservorio es menos que la temperatura critica de la mezcla.
La figura 9 muestra el espectro de los fluidos del reservorio desde el gas húmedo hasta el petróleo negro (black oil)
Figura 9. Representación esquemática de los tipos de f luido en reservorios.
4. PROPIEDADES PSEUDOCRITICAS Un gas, es definido como un fluido homogéneo de viscosidad y densidad baja, que no tiene ningún volumen definido, pero se amplía para completamente rellenar el espacio donde es colocado. Generalmente, el gas natural es una mezcla de gases de no hidrocarburo e hidrocarburo. Los gases de hidrocarburo que normalmente son encontrados en un gas natural son metano, etano, propano, butano, pentano, y las pequeñas cantidades de hexano y más componentes pesados. Los gases de no hidrocarburo (impurezas), incluyen el dióxido de carbono, el sulfuro de hidrógeno, y el nitrógeno. El conocimiento y relación de la presión, volumen y temperatura (PVT), y otras propiedades químicas de los gases son indispensable para el desarrollo de un yacimiento de petróleo o gas. Entre las propiedades podemos encontrar: 4.1.- Peso molecular del gas (PMg): Es la unión de la de los pesos moleculares de cada elemento que conforman el gas natural. Las unidades del peso molecular son: Kgr/Kmol ó Lb/lbmol. El gas natural, es una mezcla de componentes y es por ello que el peso molecular del gas se obtiene sumando la fracción molar de cada i-esimo componente por su respectivo peso molecular.
4.2.- Gravedad específica (GE): Es la relación de la densidad de una sustancia a la densidad de una sustancia de referencia. Para efectuar la relación entre ambas sustancias, es necesario que ambas se encuentren a la misma presión y temperatura. Si asumimos un comportamiento de gas ideal para ambas sustancias, la gravedad específica se puede expresar en función de los pesos moleculares de cada sustancia.
GE = GEgas / GEaire GE = PMg / PMaire Siendo el peso molecular del aire seco=29 lb/lbmol. Ambas relaciones son válidas y su unidad es: adimensional. 4.3.- Densidad del gas: Es la relación entre la masa y el volumen de una sustancia en estudio. En el caso del gas natural se puede demostrar que la densidad del mismo será:
4.4.- Viscosidad del gas (ug): Es la relación entre el esfuerzo cortante y la velocidad del esfuerzo cortante, que se aplica a una porción de fluido para que adquiera movimiento (viscosidad dinámica). Hay distinto tipos de viscosidad, siendo las de mayor estudio la dinámica y la cinemática, siendo ésta última la resistencia que se genera al fluir un fluido bajo el efecto de la gravedad. La viscosidad de los gases tendrá el siguiente comportamiento: -
A bajas presiones (menor a 1500 lpc), un aumento de la temperatura aumentará la viscosidad del gas. A altas presiones (mayor a 1500 lpc), un aumento de la temperatura disminuye la viscosidad. A cualquier temperatura, si se aumenta la presión la viscosidad aumenta. La viscosidad será mayor, a medida que el gas posea componentes más pesados.
. 4.5.- Factor de compresibilidad del gas (Z): Es un factor de corrección introducido en la ecuación general de los gases y será obtenido experimentalmente dividiendo el volumen real de n moles de un gas a presión y temperatura, por el volumen ideal ocupado por la misma masa de gas a iguales condiciones de presión y temperatura. La ecuación a usar será de de los gases ideales pero con el factor Z como corrección:
P.V = Z. n. R. T El factor Z, es función de propiedades pseudo reducidas, es decir, Z= f: ( Ppr , Tpr ). Por ello es necesario encontrar una serie de parámetros que nos permitirán encontrar el factor Z, entrando en una gráfica adecuada, con Ppr y Tpr.
Para hallar las propiedades pseudocriticas se pueden determinar a través de las composiciones molares de cada componente del gas natural ó a través de la gravedad específica del mismo. Para determinar Z, por la gráfica es necesario conocer algunos parámetros que se enuncian a continuación:
Con las propiedades pseudocriticas hallamos las pseudo reducidas y con éstas el valor de Z de la gráfica.
Para cuando el gas posee componentes no hidrocarburos será necesario introducir una corrección de las propiedades pseudo críticas, la cual se determinará por medio de las siguientes ecuaciones, y obtenidas las propiedades pseudo reducidas, hallar el factor Z. Ahora vamos a corregir por la presencia de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. El error E, se puede determinar gráficamente o analíticamente por la ecuación suministrada.
Con las correcciones ya hechas, volvemos al cálculo de las propiedades pseudo reducidas y hallamos Z de la gráfica.
4.6.- Factor volumétrico de formación del gas (Bg):
Es un factor que relaciona el volumen de gas en el yacimiento a presión y temperatura con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales presión de 14,7 lpc y 60 °F.
4.7.- Volumen específico (v): Es definido como el volumen ocupado por una masa de gas, es decir, el volumen dividido entre la masa. Para gas ideal es el inverso de la densidad.
4.8.- Compresibilidad isotérmica del gas (Cg): 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
5. COMPORTAMIENTO REAL DE LOS GASES Regularmente las condiciones de flujo del gas natural a travez de tuberías y medios porosos son de alta presión (>50Ipc) y moderadas temperaturas (70 – 250 °F). a estas condiciones el gas natural y el gas condensado tienen un comportamiento real y no ideal. En el comportamiento real de los gases es necesario tener en cuenta el volumen ocupado por las moléculas y las fuerzas de atracción y repulsión entre ellas. Existen dos métodos analíticos para evaluar el comportamiento PVT de los gases En base al factor de compresibilidad Ecuaciones de estado El más popular en la industria del petróleo es el que se usa el factor de compresibilidad Z, para hacer una corrección a la ecuación general de los gases ideales.
CONCLUSIONES
Se describió los tipos de yacimientos de gas condensado.
Se identificó las características de los yacimientos de gas condensado.
Se describió la condensación retrograda.
Se reconoció los tipos de yacimientos de gas condensado.
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