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Yacimientos Gas Seco


Enviado por   •  31 de Enero de 2013  •  Trabajos  •  4.898 Palabras (20 Páginas)  •  434 Visitas

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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 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 de sus productos mas pesados en forma líquida.

Yacimientos de Gas Condensado.

Los yacimientos de gas condensado son aquellos que están formados, o contienen un gas condensado. Un gas condensado es un fluido monofásico en condiciones de yacimiento originales. Está compuesto principalmente de metano [C1] y de otros hidrocarburos de cadena corta, pero también contiene hidrocarburos de cadena larga, denominados fracciones pesadas. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases, una gaseosa y otra líquida, lo que se conoce como condensado retrógrado.

Durante el proceso de producción del yacimiento, la temperatura de formación normalmente no cambia, pero la presión se reduce. Las mayores caídas de presión tienen lugar cerca de los pozos productores. Cuando la presión de un yacimiento de gas condensado se reduce hasta un cierto punto de rocío, una fase líquida rica en fracciones pesadas se separa de la solución; la fase gaseosa muestra una leve disminución de las fracciones pesadas. La reducción continua de la presión incrementa la fase líquida hasta que alcanza un volumen máximo; luego el volumen de líquido se reduce. Este comportamiento se puede mostrar en un diagrama de la relación PVT.

Yacimientos Gas Asociado

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

PRESION DE FONDO DE POZO DE GAS

La presión de fondo es la presión que se puede genera en el fondo del pozo yesta 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. Es la presión que 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 delas presiones conjugadas no ejerza ningún efecto, es decir prácticamente que no existen.

CONDICION ÓPTIMAS PARA LA SEPARACION PETROLEO-GAS

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 más grandes. Como un resultado, es normal, cuando la producción de un yacimiento en el cual hay una saturación de gas libre, que el gas se producirá en cantidades desproporciónales en comparación al petróleo. Esto es un barril de petróleo puede ser producido junto con un volumen de gas que exceda grandemente el volumen originalmente disuelto por barril de petróleo sobre la presión del punto de burbuja. Control en la relación de volúmenes de producción en la superficie al retirado del subsuelo. Se gana por la definición de los siguientes tres parámetros PVT, los cuales pueden ser medidos por experimentos de laboratorio realizados en muestras de petróleo del yacimiento mas ese originalmente gas disuelto Rs: la relación gas petróleo de solución, el cual es el numero de pies cúbicos estándar de gas el cual puede ser disuelto en un barril estándar de petróleo cuando ambos son llevados a las condiciones prevalecientes en el yacimiento de presión y temperatura.

CALCULO DE GRAVEDAD DEL GAS

Gravedad específica se define como la razón de la densidad de un gas a determinada presión y temperatura a la densidad del aire a la misma presión y temperatura, generalmente 600 F y presión atmosférica.

En la industria y en cualquier situación es más práctico medir la gravedad específica que la densidad del gas, razón por la cual en michos cálculos se emplea preferiblemente la gravedad especifica del gas.

Otra de las razones por las cuales se emplea la gravedad especifica en mayor medida que la densidad del gas es porque esta no varía con respecto a la presión y temperatura mientras que la densidad si ya que se ve afectada principalmente por estos dos factores, así que la gravedad específica es independiente de estos factores siempre y cuando el gas siga la ley de los gases perfectos.

La ecuación de la gravedad específica de un gas es:

GE= Densidad del gas

Densidad del aire=M/28,97

Donde:

M=Peso molecular del gas (Lb-mol)

28,97=Peso molecular del aire (Lb-mol)

Proceso de Endulzamiento del Gas Natural

Este proceso tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos del gas natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C02). Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo (C0S) y el Disulfuro de Carbono (CS2), son de gran importancia debido a su tendencia a dañar las soluciones químicas que se utilizan para endulzar el gas. Además, por lo general, estos componentes, no se reportan dentro de la composición del gas que se tratará. Luego como es lógico esto es de alto riesgo

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