Gas Natural

Índice

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Introducción…………………………………………………………….3

Yacimientos de gas……………………………………………………4

Yacimientos de gas seco……………………………………………..4-5

Yacimientos de gas húmedo…………………………………………6

Yacimientos de gas condensado…………………………………...7-8

Yacimientos de gas asociado………………………………………..8

Gradiente del pozo……………………………………………………..9-10

Calculo de gradiente de presión de un pozo…………………….10-11-12

Presión de fondo en un pozo de gas……………………………...12-13

Condiciones optimas para la separación petróleo- gas……….13-14-15

Razón gas- petróleo……………………………………………………15-16

Presión de separación………………………………………………..16-17

Conclusión……………………………………………………………..18

Bibliografía……………………………………………………………..19

Introducción

Las dos fuentes de donde proviene el gas natural son gas asociado, donde el gas esta unido al petróleo, y gas no asociado, donde solo hay gas y no hay petróleo. Pero, una vez que el haya sido separado del petróleo en los separadores, pasa a ser simplemente gas. Se sabe que es determinante la clasificación que se haga del gas en función de su composición, de tal forma que la clasificación del gas en seco o húmedo, pueda tener alguna relevancia, el término gas seco o pobre sirve solo para indicar que es un gas del cual se pude obtener pocos hidrocarburos líquidos. El gas húmedo no tiene nada que ver con el contenido de agua que arrastre el gas, sino simplemente con la posibilidad positiva de la extracción de líquido del gas, el Gas Húmedo puede ser denominado también como gas rico.

Los líquidos del gas natural también llamado riqueza líquida, o simplemente la capacidad que tiene el gas natural, para producir hidrocarburos líquidos, tiene una gran importancia técnica e industrial, para cualquier país, que tenga reservas probadas y reconocidas de hidrocarburos, sea esta en forma de gas o petróleo. Los líquidos del gas natural, son los hidrocarburos que se extraen en forma líquida en las plantas de extracción, en donde los componentes líquidos que se obtienen son el etano, propano, butanos, pentanos y compuestos más pesados, el proceso de separación del gas y petróleo, es uno de los primeros y más importantes procesos que se desarrollan en la industria petrolera, la eficiencia de estos procesos es de vital importancia, para la industria de los hidrocarburos

Yacimientos de gas

Son aquellos donde la mezcla de hidrocarburos se encuentran inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo, los componentes principales de este tipo de yacimientos son el metano, etano, propano o los llamados componentes livianos.

Yacimientos de gas seco

En éstos el gas es el producto principal, estos yacimientos contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura. El gas se genera gracias a un proceso de expansión, parecido al que ocurre en las bombonas, donde la cantidad de gas está relaciona da con la presión del embace.

Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica, además están constituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superior. También 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. El gas que se genera en yacimientos de gas seco se denomina gas no asociado o gas libre y sus partes liquidas son mínimas

Figura 1.1 yacimiento de gas seco

En estos yacimientos la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimientos y de superficie. Sin embargo, en algunas oportunidades se forma una pequeña cantidad de hidrocarburos líquidos, la cual nunca es superior a diez barriles normales de petróleo sobre un millón de pies cúbicos normales de gas (10 BN/ MM PCN). En el gas seco, por lo general el gas esta compuesto Principalmente por metano, cuya composición porcentual alcanza valores mayores al noventa por ciento en la relación volumen- volumen (C1 >90%), el gas por lo general, tiene pequeñas cantidades de pentano (C5) y más pesados(C+5<1%). En la figura 1.2 se puede observar que las temperaturas de formación e inicial son siempre mayores a la temperatura cricondetermica, ya a nivel de superficie cuando alcanza la temperatura del separador condensa gas debido a que esta por debajo del punto cricondentermico.

Figura 1.2 Diagrama de Fases P-T para un yacimiento de Gas seco

Yacimientos de gas húmedo

En estos yacimientos la mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al salir a la superficie cae en la región de dos fases formándose una cantidad de compuestos de hidrocarburos líquidos del orden de 10 a 20 BN/ MM PCN. El líquido producido es incoloro con gravedad API>60 Los gases húmedos tienen un mayor porcentaje de componentes intermedios y pesados que los gases secos.

Figura 1.3 Diagrama de Fases P-T para Yacimientos de gas Húmedo

Yacimientos de gas condensado

La definición de condensado indica que son hidrocarburos, que se encuentran en estado gaseoso en el reservorio, pero que se separan en forma líquida a partir del gas natural. En términos generales un condensado esta constituidos por proporciones variadas de (C3;C4 ;C5 y C5+) los cuales tienen nada o muy poco de C1 y C2). El reservorio de Gas Condensado, se refiere al reservorio donde existe gas y condensado, pero en una sola fase homogénea, por lo general en fase gaseosa.

Cuando el fluido sale del reservorio y la presión se reduce por debajo de su nivel crítico, entonces aparece la fase líquida. Los reservorios que producen condensados en esta forma son cuidadosamente controlados para reciclar algo de gas después, que el condensado

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