El desarrollo de los yacimientos de condensado de gas

Republica Bolivariana de Venezuela

Ministerio del Poder Popular Para la Defensa

Universidad Nacional Experimental Politécnica

De la Fuerza Armada Bolivariana

Núcleo – Barinas

Bachilleres:

- Contreras Deimari 20.240.491

- García Keyla 20.868.407

Prof.: Douglas Quintero

Sección “B” Ing. Gas

VII Semestre

Barinas, Mayo del 2011

Índice

Introducción -----------------------------------------------------------------------3

Toma de Muestras y ensayos PVT para yacimientos de gas condensado-----4

Pruebas de análisis PVT para gas condensado. ---------------------------------4

Tipos de Separación gas-líquido-------------------------------------------------4,5

Cuándo se deben tomar las muestras---------------------------------------------5

Tipos de Muestreo Dependiendo del lugar donde se tomen las muestras----6,7

Pruebas PVT de laboratorio----------------------------------------------------- 7,8

Limitaciones de las pruebas de laboratorio -------------------------------------8

Aplicaciones ------------------------------------------------------------------------9

Reserva -----------------------------------------------------------------------------------------------9

Calculo de reservas para yacimientos de gas condensado retrogrado--------10,11

Anexos ----------------------------------------------------------------------------12,13

Conclusión --------------------------------------------------------------------------14

Bibliografía-------------------------------------------------------------------------15

Introducción

Los Yacimiento de Gas Condensado son aquellas acumulaciones de hidrocarburos que por su composición, presión y temperatura de almacenamiento constituyen sistemas multicomponentes sujetos a condensación retrograda al ser sometido a agotamiento isotérmico de presión

El análisis PVT de los fluidos logra simular en el laboratorio el agotamiento de la presión de un yacimiento volumétrico e isotérmico midiendo exactamente los volúmenes de gas y liquido separados en cada decremento de presión manteniendo constante el volumen y la temperatura durante la prueba para obtener así los datos necesarios.

Es por ello la importancia de este análisis en la determinación de las propiedades de cualquier yacimiento

El número de muestras a evaluar va a depender, de acuerdo al volumen y/o heterogeneidad del yacimiento. (Heterogeneidad diferencia entre pozo y pozo en un yacimiento)

Toma de Muestras y ensayos PVT para yacimientos de gas condensado

Pruebas de Análisis PVT para Gas Condensado.

El análisis PVT consiste en simular en el laboratorio el agotamiento de presión (depleción) de un yacimiento volumétrico e isotérmico. La información de estudios PVT es de gran importancia en la identificación de los mecanismos de recobro, el comportamiento de flujo de los pozos y la simulación composicional de los yacimientos. Los tres parámetros básicos son:

• Presión

• volumen

• temperatura

(PVT) los cuales gobiernan fundamentalmente el comportamiento de producción de un yacimiento de gas condensado volumétrico.

Tipos de Separación Gas-Líquido

• Separación Instantánea (Flash):

Es el proceso mediante el cual todo el gas permanece en contacto con el líquido, lo que significa que la composición total del sistema permanece constante.

• Separación Diferencial:

Es aquella en la cual la composición total del sistema (gas + líquido) varía durante el agotamiento de presión. En este caso el gas es removido parcial o totalmente del contacto con el condensado retrógrado. Más líquido se condensa en la separación instantánea que en la diferencial debido a que en la separación instantánea permanece mayor cantidad de gas en el sistema del cual más y más componentes pesados se pueden condensar al disminuir la presión. El proceso de separación gas-líquido en el yacimiento depende de la saturación de gas condensado retrógrado. Al disminuir la presión del yacimiento por debajo de la presión de rocío, el líquido condensado permanece inmóvil en contacto con el gas hasta alcanzar una saturación mayor que la crítica. El gas remanente se moverá hacia los pozos productores y la composición total del sistema gas-líquido estará cambiando continuamente. Bajo estas condiciones el proceso de separación será tipo diferencial con la fase líquida inmóvil y la gaseosa moviéndose continuamente. En las tuberías de producción, líneas de flujo y separadores las fases gas-líquido se mantienen en contacto, sin cambio apreciable de la composición total del sistema, y en agitación permanente la cual permite el equilibrio entre las fases. Bajo estas condiciones el proceso de separación es tipo instantáneo (flash).

Cuándo se deben tomar las muestras

El objetivo de muestreo de fluidos de un yacimiento es tomar muestras que sean representativas del fluido original del yacimiento. Por esta razón, las muestras se deben tomar en los primeros días de producción antes de que ocurra una apreciable caída de presión del yacimiento, o al menos cuando la presión sea mayor o igual a la de rocío de la mezcla original de hidrocarburos. Si la muestra se toma cuando Pyac < Proc puede ocurrir lo siguiente:

 Sí el condensado retrógrado es inmóvil, la muestra presenta una composición menos rica en componentes pesados (C7+), que la original del yacimiento y la presión de rocío medida es igual a la presión actual del yacimiento.

 Si el condensado retrógrado ha alcanzado movilidad, la muestra resultante después de la combinación daría una presión de rocío mayor que la presión actual del yacimiento y podría ser hasta mayor que la presión original del yacimiento. Recomendaciones sobre la escogencia del pozo de prueba. 1.- La producción del pozo debe ser estable antes del muestreo. 2.- Debe tener un alto índice de productividad (bajo drawdown).

 Preferiblemente que el pozo sea nuevo y presente poca formación de líquido en el fondo.

 La RGC y la gravedad API del condensado deben ser representativas de varios pozos.

 No debe producir agua libre. En este caso se recomienda tomar la muestra en un separador trifásico.

 En yacimientos de gas condensado con zona de petróleo negro, los pozos deben estar retirados del contacto gas-petróleo.

 No debe sufrir procesos de conificación de petróleo o agua.

Tipos de Muestreo Dependiendo del lugar donde se tomen las muestras:

• Muestras de Separador (recombinadas).

• Muestras de Cabezal.

• Muestreo de Fondo.

- Muestras de Separador (Recombinadas):

La Compañía Francesa de Petróleo (TOTAL) presenta las siguientes recomendaciones para las muestras de superficie:

- Las muestras de gas y líquido deben ser tomadas simultáneamente.

- El separador debe estar operando a condiciones estabilizadas de presión, temperatura y flujo.

- Determinar con mucha precisión las condiciones del separador durante la toma de muestras (P, T y qg).

- Para el muestreo de gas se recomienda llenar un cilindro evacuado.

- Para el muestreo de líquido se recomienda usar la técnica de desplazamiento (la muestra de líquido desplaza al fluido del cilindro).

- Las muestras deben ser tomadas en el separador de mayor presión, no en el tanque. La relación gas-condensado se mide entre el gas del separador de prueba y el líquido de tanque. Este último valor se corrige tomando en cuenta el factor de merma del líquido al pasar del separador al tanque.

Donde: RGCSEP: Relación gas-condensado (separador). Bl: Factor volumétrico del líquido a condiciones del separador.

Este tipo de muestra es el más recomendado en la práctica porque evita la contaminación de la muestra con líquidos (agua, condensado retrógrado, entre otros) acumulados en el fondo del pozo.

- Muestras de Cabezal:

Sí se está produciendo un fluido monofásico a condiciones del cabezal del pozo, se puede tomar la muestra directamente en el cabezal. La muestra se hace fluir a un cilindro o a un pequeño separador portátil.

- Muestras de Fondo:

Consiste en bajar al fondo del pozo una herramienta (muestreador) de unos 6 pies de longitud y 1.5 pulgadas de diámetro que tiene una cámara (600 -700 cc) donde se acumula muestra de hidrocarburos a la presión y temperatura del punto de muestreo. La presión de fondo fluyente en el punto de muestreo debe ser mayor que la presión de rocío de tal manera que el fluido se encuentre en una sola fase. Se deben tomar por lo menos 3 muestras. A todas las muestras se les debe determinar

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