DETERMINACIÓN DE PROPIEDADES PETROFÍSICAS, CALCULO DE RESERVAS Y CONSIDERACIONES PRÁCTICAS RELACIONADAS AL DISEÑO Y APLICACIÓN DE UN PROCESO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA A YACIMIENTOS DE GAS.
covaceEnsayo11 de Abril de 2016
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[pic 1]
UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO MONGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS
DEPARTAMENTO DE PETRÓLEO
YACIMENTOS II
DETERMINACIÓN DE PROPIEDADES PETROFÍSICAS, CALCULO DE RESERVAS Y CONSIDERACIONES PRÁCTICAS RELACIONADAS AL DISEÑO Y APLICACIÓN DE UN PROCESO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA A YACIMIENTOS DE GAS.
DESARROLLO
Peso Molecular condensado (Mc):
Debido a que un gas condensado es una mezcla de moléculas de diferentes hidrocarburos, se debe de hablar de peso molecular aparente del mismo. Este se puede calcular en función de la gravedad específica de la siguiente manera:
- Para condensado (Mc):
; Ec. (A1-1)[pic 2]
Dónde:
γc = Gravedad Específica del condensado.
oAPI = Gravedad API del condensado.
- Para Gas Condensado (Mgc):
γgc ; Ec. (A1-2)[pic 3]
Dónde:
γgc= Gravedad Específica del gas condensado
Gravedad Específica del gas condensado (γgc):
En base a la relación gas-condensado (liquido) de superficie (RGC, PCL/BN) se puede estimar la gravedad específica de la mescla de gas condensado que produce el yacimiento:
En función de RGC = qg/qc y γg =Mg/28,96
[pic 4]
La gravedad especifica del gas condensado (aire=1) se calcula a partir de ,[pic 5]
[pic 6]
Dónde:
γgc = gravedad especifica del gas condensado (aire=1)
γg = gravedad especifica del gas del separador (aire=1)
γc = gravedad especifica del condensado (agua=1)
RGC = relación gas-condensado, PCN/BN
Mc = peso molecular del condensado, lm/lbmol Ec. (1-1)
Propiedades seudocríticas (Tsc, Psc):
Kay recomienda el uso de valores seudocríticos para correlacionar las propiedades termodinámicas de mezclas gaseosas y liquidas de hidrocarburos. La presión y temperatura seudocríticas (Psc y Tsc) se pueden determinar a partir de la gravedad específica de la siguiente manera:
Psc=706 - 51,7* γgc - 11,1* γgc2 ec.(A3-1)
Tsc=187 +330* γgc - 71,5* γgc2 ec.(A3-2)
Factor de compresibilidad del gas natural (Z):
Método grafico de Standing y katz:
Basados en el principio de los estados correspondientes, Standing y Katz presentaron una correlación grafica mostrada en la Fig. (A4-1) la cual puede ser utilizada para determinar el factor de compresibilidad de un gas natural a partir de presión y temperatura seudoreducidas.
Para tener buenos resultados con este método se debe tener en cuenta las siguientes limitantes del mismo:
- El gas debe ser rico en metano (C1 >80%).
- El gas no debe tener hidrocarburos aromáticos.
- El gas no debe tener impurezas. el contenido de 20% de N2 produce un error del 4%. la presencia de CO2 produce un error en el cálculo de Z igual al valor de porcentaje de CO2, en la mezcla.
- No presenta buenos resultados a temperaturas y presiones cercanas a la crítica.
- No se recomienda su uso en el cálculo de Z a presiones mayores de 10000lpca.
[pic 7]
Fig. 1 Factores de compresibilidad del gas natural y gas condensado
DETERMINACIÓN DE PROPIEDADES EN UN YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO.
Calcular la gravedad específica del gas-condensado producido por un pozo del yacimiento LC V-9, arena LL-4 del campo “La Ceibita” con las siguientes características:
- Gravedad API del condensado del tanque = 48,9
- Relación gas-condensado= 6327 PCN/BN
- Gravedad especifica del gas del separador= 0,8 (aire=1)
Solución: Peso molecular del condensado ec. (A1-1)
[pic 8]
Gravedad Específica del gas condensado [pic 9]
[pic 10]
Determinación de GCOES, GOES Y COES
El GCOES (gas condensado original en sitio), el GOES(gas original en sitio) Y COES (condensado original en sitio) de yacimientos de gas condensado, de gas húmedo o de capas de gas condensado (asociados a zonas de petróleo) se pueden determinar haciendo una modificación al método volumétrico utilizado para calcular las reservas de un yacimiento de gas seco.
El volumen de gas condensado original en sitio en PCN se puede calcular de la ecuación siguiente:
; Ec. (B1-0)[pic 11]
El volumen de gas original en sitio se puede calcular de la ecuación siguiente:
; Ec. (B1-1)[pic 12]
Donde G=GCOES.
Dividiendo el GOES entre la RGC (relación gas condensado, PCN7BN) se obtiene COES (condensado original en sitio, BN)
Ec. (B1-2)[pic 13]
Dónde:
[pic 14]
[pic 15]
y se pueden determinar de las siguientes ecuaciones:[pic 16][pic 17]
[pic 18]
[pic 19]
Dónde:
Zgci = factor de compresibilidad del gas condensado a Tf yPi. (Se puede determinar por el método de Standing y Katz)
Tf = temperatura de la formación, ºR
Pi = presión promedio inicial, lpca.
DETERMINACIÓN DE RESERVAS EN YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO.
Determinar el GCOES, GOES, COES del yacimiento nombrado en el ejemplo anterior.
- Tf=274ºF
- Pi=4351
- lpca; RGC=6327 PCL/BN
- ºAPIcond = 48,9
- γg = 0,8(aire=1)
- Φ = 13,5%
- Swi = 20,6%
- Volumen total = 134942acre-pie
Solución:
[pic 20]
[pic 21]
De las ec, A3-1 y A3-2
Psc=706 - 51,7* 1,226 - 11,1* (1,226)2= 625,97 lpca
Tsc=187 +330* 1,226 - 71,5* (1,226)2= 625,97 lpca
Con estos valores se calcula Psr y Tsr y luego Zgci por el método de Standing y Katz
[pic 22]
[pic 23]
De la Fig. 1 Zgci= 1,52
De la [pic 24]
[pic 25]
Aplicando la ec (B1-0) se obtiene el valor de GCOES
[pic 26]
Parte de este volumen se condensa en superficie y la otra permanece gaseosa.
De la ec. (B1-3)
[pic 27]
Finalmente el GOES y el COES se calculan en base a las ec. B1-1 y ec B1-2
[pic 28]
[pic 29]
A continuación se hará una comparación entre un método de recuperación secundaria o mejorada con las teorías propuestas:
De acuerdo información proporcionada por Fernández Leonardo, extraída de su trabajo de grado titulado: Optimización del esquema de explotación del proyecto de recuperación secundaria en el yacimiento MVR-1, Arena M3U del Campo Mata-R, Área Mayor Oficina (AMO), Municipio Pedro María Freites Estado Anzoátegui. Se obtuvo la siguiente tabla (tabla 3.4), donde se presentan las propiedades y características del yacimiento MVR-1, arena M3U, el cual es un yacimiento de gas condensado.
Tabla 3.4 Propiedades del Yacimiento MVR—1, Arena M3u
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