Tratamiento De Gas

1) Tipos de Yacimientos

Gas seco: Son hidrocarburos en estado gaseoso compuestos casi exclusivamente por metano (generalmente mas del 90 por ciento). Puede provenir directamente de yacimientos de gas, caso en el cual se le denomina también GAS NO-ASOCIADO (nonaassociated gas), o sea hidrocarburos gaseosos que ocurren como gas libre en el yacimiento, o también puede provenir de plantas de gasolina natural, donde el gas húmedo (condensado de gas) ha sido DESPOJADO (Stripped) de sus productos mas pesados en forma líquida.

Yacimientos de Gas Seco: son aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa tanto en yacimiento como en superficie, generalmente la composición del hidrocarburo presente en este tipo de yacimientos posee alrededor de 90% de gas metano (C1) y la temperatura en yacimiento excede la temperatura cricondentérmica. En este tipo de yacimientos no se observa condensación retrógrada.

• Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica.

• Están constituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superiores.

• Están constituidos por hidrocarburos que, aún en superficie y a presión y temperatura de tanque, no condensan.

• Poseen alta energía cinética de sus moléculas y baja atracción de las mismas.

Gas Condensado: Estos están constituidos por los fluidos tal que por su expansión isotérmica a la temperatura del reservorio en el mismo que puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un liquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos.

Yacimientos de Gas Condensado: son reservorios en donde la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa o en punto de rocío a condiciones iniciales de yacimientos pero luego al entrar en la region bifásica presenta condensación retrógrada durante la reducción de la presión a temperatura constante hasta cierto punto en el cual la saturación de líquido empieza a descender. En este tipo de yacimientos la temperatura presente se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica, relación gas-petróleo de producción se encuentra entre 5000 y 10000 PCN/BN (Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el líquido producido puede ser incoloro, amarillo o rara vez negro y presenta una gravedad API entre 40° y 60°.

Estos yacimientos producen condensación retrograda en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica. El gas al disminuir la presión se condensa.

Gas Asociado: Es el hidrocarburo gaseoso que ocurre como gas libre en un yacimiento a condiciones iniciales, en contacto con petróleo crudo comercialmente explotable.

2) Gradiente en un Pozo de Gas

El Gradientes de temperatura de gas condensado

Durante la fase de producción de petróleo y/o gas en un pozo, la temperatura del fluido varía a medida que asciende por la tubería desde el yacimiento hasta la superficie. El fluido entra al hoyo del pozo con una temperatura similar a la del yacimiento, y cuando avanza hacia la superficie, ocurre un enfriamiento del mismo a causa de los diferentes mecanismos de transferencia de calor que actúan entre los diferentes fluidos en movimiento, el cemento concéntrico a los revestidores y la temperatura geotérmica de la formación.

Gradiente de presión

Gradiente de presión de crudo puede ser calculado como ρor/144, psi/ft. Con la combinación de un solo punto de presión y el gradiente, es posible realizar las líneas de presión profundidad, las cuales se interceptan con las líneas de gas localizadas en el contacto crudo – gas.

Una de las cosas más importante de la ingeniería de yacimientos es encontrar en un área nueva la tendencia de presión profundidad en un acuífero. Ninguna oportunidad debe ser perdida para la medición de presiones en areniscas productoras de agua para establecer esta relación y determinar si el acuífero está a una presión hidrostática normal o está sobre presionado.

3) Presión de Fondo en un Pozo de Gas

La presión de fondo es la presión que se puede generar en el fondo del pozo y esta va en contraposición a la presión de yacimiento de gas .En caso de existir esta presión, la misma va a dificultar el movimiento del fluido del yacimiento hacia el pozo. Esta presión es generada por el yacimiento de gas y ofrece resistencia ya que no permite fluir con facilidad. La presión de fondo fluyente, se encuentra en el fondo del pozo y debería de ser menor a la del yacimiento para que los fluidos puedan ascender de forma más fácil. Sin embargo cuando el flujo es abierto absoluto (AOF), puede que algunas de las presiones conjugadas no ejerza ningún efecto, es decir prácticamente no existen.

4) Condiciones Optimas para la Separación Gas-Petróleo

Ahora hay dos fases de hidrocarburos en el yacimiento, gas saturado, petróleo y gas liberado. Durante la producción en la superficie el gas liberado va a ser envuelto por la fase liquida y el gas total de producción en la superficie, tendrá dos componentes; el gas el cual estuvo libre en el yacimiento, y el gas liberado del petróleo durante la producción. Estos componentes separados son indistinguibles en la superficie y el problema es, por ende, como dividir la producción del gas en la superficie observada, en volúmenes de gas liberado y gas disuelto a condiciones del yacimiento.

Debajo del punto de presión de burbuja hay una complicación adicional en que la solución de gas liberada viaja a una diferente velocidad que el petróleo líquido cuando ambos están sujetos a la misma presión diferencial. Como se mostrara la velocidad de flujo de un fluido en un medio poroso es inversamente proporcional a la viscosidad del fluido. Típicamente la viscosidad del gas en el yacimiento es alrededor de cincuenta veces más pequeña que el petróleo líquido y consecuentemente, el gas fluye a velocidades mucho

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