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Caso Termodinámico de Yacimientos de Gas

CMP comportamientos de termodinámico en yacimientos de gas

El comportamiento Termodinámico de los Yacimientos de Gas Seco, Gas Húmedo y Gas Condensado.

En este trabajo se realiza una evaluación del comportamiento termodinámico de los yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas y condensado. El objetivo fue analizar dos aspectos fundamentales en el comportamiento de los yacimientos de gas.

Primero, clasificar los fluidos de los yacimientos de gas, gas húmedo y gas y condensado de una manera precisa. Lo anterior debido a que los criterios presentados en la literatura técnica internacional, no tratan de una manera acertada los límites entre los yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas y condensado; lo que crea confusión sobre todo cuando se trata del cálculo de las reservas originales y de los pronósticos de producción de gas.

Asimismo, en algunas ocasiones, no permiten realizar un diseño adecuado de las baterías de separación para la recuperación de los líquidos; siendo estos de alto valor comercial, ya que por lo general presentan una densidad relativa mayor de 50 oAPI.

Segundo, evaluar el comportamiento de los yacimientos de gas húmedo en cuanto al cálculo de las reservas originales de gas y de condensado; ya que en este tipo de yacimientos por lo general no se realizan los procedimientos adecuados desde la realización de análisis PVT; hasta la predicción de la recuperación y volumen original de gas y condensado.

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Durante el estudio se revisó la información PVT de los yacimientos de gas, gas y condensado y gas húmedo. El objetivo fue establecer los límites entre estos yacimientos. Estos fueron acotados con precisión utilizando los diagramas de fase, para establecer en el caso de los yacimientos de gas y condensado.

 Para el caso de los yacimientos de gas húmedo, la temperatura del yacimiento no entró al diagrama de fases. Las condiciones de separación estuvieron dentro del diagrama de fases.

Los criterios de clasificación propuestos para los yacimientos de gas y condensado establecen que la RGA debe de estar en un rango entre 550 y 20,000 m3/m3; para la densidad del aceite entre 40 y 65 oAPI, para la fracción C1 entre 64 a 90 % mol; la fracción C7+ entre 1 a 12.5 % mol, y para el contenido de intermedios C2 – C6 entre 8.0 y 22.0 % mol.

Asimismo, los criterios propuestos para los yacimientos de gas húmedo definieron que la RGA debe de estar entre 20,000 y 40,000 m3/m3; la densidad del aceite entre 50 y 65 o API, el contenido de C1 entre 88.0 y 97.0% mol, y el contenido de C7+ entre 0 y 1% mol. Es importante comentar que el contenido de intermedios C2 – C6 debe estar entre 2.0 y 3.0% mol.

En cuanto a los yacimientos de gas seco se propuso que la RGA debe de ser mayor de 40,000 m3/m3; el contenido de C1 debe de estar entre 88.0 a 98.0% mol, el contenido de intermedios C2 – C6 entre 0.3 a 2.0% mol; en cuanto al contenido de C7+ este es de 0 % mol.

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Durante el estudio se observó una excelente correlación entre la fracción C7+ y la relación gas – aceite; tanto para los yacimientos de gas húmedo como para los yacimientos de gas y condensado, por lo cual se propuso una ecuación para definir comportamientos.

Se observó dispersión en el comportamiento de la fracción C1 con la relación gas aceite por lo cual no se puedo generar ninguna correlación apropiada.

Asimismo, se resalta la importancia de poder calcular el volumen original de gas y condensado en los yacimientos de gas húmedo; con objeto de poder definir su comportamiento y el cálculo de las reservas de gas y de condensado. Sin embargo, los condensados producidos tienen un alto valor comercial.

Los ingenieros Alfredo León García, Eder Eduardo Galván Serralde y  Fernando Samaniego Verduzco presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo.

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