Caso Incahuasi Pozo ICS-3 PDF

 

 

UNIVERSIDAD TECNOLOGICA PRIVADA DE SANTA CRUZ FACULTAD DE CIENCIAS TECNOLOGICAS

RESERVORIO DE GAS CASO BLOQUE IPATÍ, POZO INCAHUASI - 3

MODALIDAD:

EXAMEN DE GRADO

CARRERA:

INGENERIA EN ADMINISTRACION PETROLERA.

ALUMNO:

CRUZ, ALAN GUIDO PEÑA CORONADO, DAYANA THALIA

FECHA:

2019/JUNIO/1

SANTA CRUZ DE LA SIERRA  – BOLIVIA

 

Universidad Tecnológica Privada de Santa Cruz

Índice 1

Introducción Introd ucción .................................. ................. .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... ........................ ...... 1

2

Objetivos Objetivo s ................................. ................ ................................... ................................... .................................. ................................... .................................... .............................. ............ 2

3

4

2.1

Objetivo General ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... ........................... .......... 2

2.2

Objetivo Específicos Específico s .................................. ................. ................................... ................................... ................................... ................................... ..................... .... 2

Antecedentes Antecede ntes ................................... .................. .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... ..................... ... 2 3.1

Ubicación Ubicació n .................................. ................. .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... ..................... ... 4

3.2

Producción............... Producc ión................................ .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... ..................... ... 5

Marco Teórico .................................. ................. .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... ..................... ... 5 4.1

¿Cómo se Forma el Petróleo Petról eo y el Gas? ................................... .................. ................................... ................................... ........................... .......... 5

4.1.1

Teoría Inorgánica Inorgán ica .................................. ................. ................................... ................................... ................................... ................................... ................... 5

4.1.2

Teoría Orgánica. Orgánic a. ................................... .................. ................................... ................................... ................................... ................................... ................... 6

4.2

Reservorio Reservo rio de Hidrocarburos Hidrocar buros ................................... ................. ................................... ................................... .................................... ........................ ...... 6

4.2.1 4.3

Concepto de Yacimiento de Hidrocarburos Hidrocar buros .................................. ................ .................................... .............................. ............ 6 Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos.................... ............................ .................. .................. .................. .............. ..... 7

4.3.1

Clasificación Clasifica ción Geológica de los Yacimientos. Yacimiento s. .................................. ................ .................................... .............................. ............ 7

4.3.2

Clasificación de los Yacimientos según el Diagrama de Fases ................. .......................... ................... .......... 9

4.3.3

Clasificación de los Yacimientos según el Tipo de Hidrocarburo. .................. ........................... ........... .. 11

4.4

Propiedades Propieda des del Gas Natural. ................................... ................. ................................... ................................... .................................... ...................... .... 14

4.4.1

¿Qué es el Gas Natural? ................................... ................. ................................... ................................... .................................... ...................... .... 14

4.4.2

Composición Composic ión del Gas Natural. ................................... ................. ................................... .................................. ............................... .............. 15

4.4.3

Gases Ideales. ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... ...................... ..... 15

4.4.4

Gases Reales. .................................. ................. ................................... ................................... ................................... ................................... ...................... ..... 15

4.4.5

Peso Molecular del Gas (PMg). ................................. ............... ................................... .................................. ............................... .............. 16

4.4.6

Gravedad Graveda d Especifica del Gas (SGg). ................................... .................. ................................... ................................... ...................... ..... 16

4.4.7

Relación Gas  – Petróleo (GOR) .................................................................................. 16

 

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5

4.4.8

Propiedades Propieda des Criticas ................................... .................. .................................. ................................... .................................... ............................ .......... 17

4.4.9

Propiedades Propieda des Reducidas ................................. ............... ................................... ................................... .................................... ......................... ....... 17

4.4.10

Factor de Compresibilidad Compresibi lidad del Gas................................. ................ ................................... ................................... ......................... ........ 18

4.4.11

Factor Volumétrico Volumétr ico del Gas ................................. ............... ................................... .................................. ................................... ...................... 18

4.4.12

Porosidad Porosi dad................................... ................. ................................... .................................. ................................... ................................... ............................ ........... 18

4.4.13

Saturación Saturac ión de Agua ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ............................... ............. 19

4.4.14

Petróleo Petról eo Insutu .................................. ................. ................................... ................................... ................................... ................................... ..................... 19

4.4.15

Gas Insutu .................................. ................ ................................... .................................. ................................... ................................... ............................ ........... 19

4.4.16

Factor de Recupera miento ................................. ............... ................................... .................................. ................................... ...................... 19

4.4.17

Gas de Abandono ................................. ................ ................................... ................................... ................................... .................................. ................ 20

Caso ................................... .................. ................................... ................................... ................................... ................................... ................................... .................................. ................ 20 5.1

Pozo (ICS-3) ................................. ................ .................................. ................................... ................................... .................................. .................................. ................. 20

5.2

Caso a Resolver ................................... .................. ................................... ................................... ................................... ................................... ......................... ........ 23

5.2.1

Datos ................................... .................. .................................. ................................... ................................... ................................... .................................. ................ 23

5.2.2

Incógnitas Incógnit as .................................. ................ ................................... .................................. ................................... ................................... ............................ ........... 23

5.2.3

Formulas Formula s .................................... .................. ................................... .................................. ................................... ................................... ............................ ........... 24

5.2.4

Operaciones Operacio nes ................................... .................. ................................... ................................... ................................... ................................... ...................... ..... 24

6

Anexos .................................. ................. ................................... ................................... ................................... ................................... ................................... ............................... ............. 31

7

Bibliografía Bibliog rafía ................................. ................ .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... ......................... ....... 38

 

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Lista de Figuras Figura: 1:Vista del pozo ICS-3 desde 100 m de altura.: ....................................................................... 4 Figura: 2:Vista 2:Vist a del pozo ICS-3 desde 6km m de altura. .................................. ................. ................................... ................................... ................... 4 Figura: 3:Teoria Inorgánica.................................................................................................................. 5 Figura: 4:Teoría Orgánica .................................................................................................................... 6 Figura: 5:Yacimiento de Hidrocarburos .............................................................................................. 7 Figura: 6: Trampa Estructural .............................................................................................................. 8 Figura: 7: Trampa Estratigráfica .......................................................................................................... 8 Figura: 8: Trampa Mixta ...................................................................................................................... 9 Figura: 9: Clasificación de los Yacimientos según el Diagrama de Fases ...................... ............................... ................... ............. ... 9 Figura: 10: Gas Condensado .............................................................................................................. 13 Figura: 11: Gas Humedo .................................................................................................................... 14 Figura: 12: Gas Seco .......................................................................................................................... 14 Figura: 13: Cuadro de las características del pozo ICS-3 .................. ............................ ................... .................. .................. .................. ............ ... 31

 

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Lista de Tablas Tabla 1: Información General del pozo ICS-3 ...................................................................................... 3 Tabla 2: Registro de Porosidad y Saturación del Agua .................. ............................ ................... .................. .................. .................. ............... ...... 22 Tabla 3: Composición de Gas ............................................................................................................ 22 Tabla 4: Formulas que se va utilizar en el caso ................................................................................. 24 Tabla 5: Calculo de Peso Molecular del Gas ...................................................................................... 24 Tabla 6: Calculo del SGg .................................................................................................................... 25 Tabla 7: Temperatura y Presión Pr esión Critica Pseudo reducida obtenida de la Tabla ....................... ............................... ........ 25 Tabla 8: Calculo de las correcciones de la Temperatura y Presión ................... ............................ ................... ................... ............. .... 25 Tabla 9: Calculo de Z .......................................................................................................................... 25 Tabla 10: Volumen de la Roca ........................................................................................................... 26 Tabla 11: Calculo de Volumen de la Roca ......................................................................................... 27 Tabla 12: Calculo de Porosidad y Saturación de Agua ..................... ............................... ................... .................. .................. .................. ............ ... 27 Tabla 13:Constante ........................................................................................................................... 28 Tabla 14: Razón de Área .................................................................................................................... 28 Tabla 15: Formulas de Gas y Petroleo Insitu, RGP y Bo ..................... .............................. .................. .................. .................. ................... ............ 28

 

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Lista de Ecuaciones Ecuación 1: Peso Molecular del Gas .................................................................................................. 16 Ecuación 2: Gravedad Especifica del Gas .......................................................................................... 16 Ecuación 3: Relación Gas - Petróleo (GOR) ....................................................................................... 16 Ecuación 4: Temperatura Critica ....................................................................................................... 17 Ecuación 5: Presión Critica ................................................................................................................ 17 Ecuación 6: Presión Pseudo reducida ............................................................................................... 17 Ecuación 7: Temperatura Pseudo reducida ...................................................................................... 18 Ecuación 8: Factor Volumétrico del Gas ........................................................................................... 18 Ecuación 9: Porosidad ....................................................................................................................... 19 Ecuación 10: Saturación de Agua ...................................................................................................... 19 Ecuación 11: Petróleo Insitu .............................................................................................................. 19 Ecuación 12: Gas Insitu ..................................................................................................................... 19 Ecuación 13: Factor de Recupera miento del Petróleo ..................................................................... 19 Ecuación 14: Factor de Recupera miento del Gas ............................................................................. 20 Ecuación 15: Formula del Gas de Abandono .................................................................................... 20

 

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1

Introducción El gas natural ha sido usado como combustible por más de 150 años, aunque su uso masivo se intensifica solamente en los últimos 25 años por ser un combustible limpio, seguro y con muchas ventajas sobre los otros combustibles fósiles. Bolivia no es un país tradicionalmente petrolífero, pero el temprano descubrimiento de abundantes reservas de gas natural hizo que el país desarrolle su matriz y estructura energética en base a este combustible. Sin embargo, ya desde el año 2004 se ha ido explorando y en 2016 explotando con cierta intensidad el mega campo Incahuasi que acopia la segunda reserva de gas natural de Sudamérica con casi 13 trillones de pies cúbicos del energético. El 90% de su producción se exporta a Argentina y Brasil. Con gran éxito ingresó en operaciones la Planta de Incahuasi, ubicada en municipio de Lagunillas (Santa Cruz), que inyectará cerca de 7 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural, producción que garantiza con holgura el abastecimiento de gas para el mercado interno y cumplir con los compromisos de exportación. Incahuasi agrupa los bloques Aquío e Ipati, operado por Total (50%) y bajo contratos de operaciones suscrito con la rusa Gazprom (20%), la ítalo-argentina Tecpetrol (20%) y la boliviana YPFB Chaco (10%), como socios. Incahuasi es el campo nuevo más importante a ser desarrollado en el país, por lo que es el futuro del sector de hidrocarburos en Bolivia, en términos de producción de gas a mediano plazo. El Bloque Ipati se encuentra atravesado de norte a sur por la serranía de Incahuasi, cuya cresta sirve de línea divisoria entre las provincias Luis Calvo del Departamento de Chuquisaca y Cordillera del Departamento de Santa Cruz. Este bloque se encuentra situado a 250 Km. De distancia al sur de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, en la faja sub-andina sur, siendo Lagunillas la localidad principal del área. Los reservorios potencialmente productores en el área del bloque, al igual que más al sur, pertenecen a las formaciones Huamapampa, Icla (en parte) y Santa Rosa. De manera ICS-3 finalizó en la Formación Huamapampa.

1

 

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2 2.1

Objetivos Objetivo General Desarrollar los cálculos para determinar el volumen de Gas existente en el reservorio del pozo Incahuasi 3 (ICS - 3)

2.2

Objetivo Específicos   Calcular el Volumen de Gas Condensado y Petroleo



  Calcular el Gas de Abandono



  Determinar el Gas y Petróleo producido que se podrá recuperar recuperar de la



arena productora.

3

Antecedentes La historia de la reserva se remonta a 1962 y 1963, cuando YPFB hizo la primera perforación de un pozo exploratorio que llegó a una profundidad de 2.209 metros, en la formación Los Monos. Al no obtener indicios de petróleo o gas, fue tapado. Esa perforación se produjo a 4 kilómetros de donde está ubicado el pozo ICS-X1, actualmente en plena explotación. Santa Cruz y Chuquisaca reclaman ese territorio como suyo. En 1964, YPFB vuelve a insistir en la zona y perfora otro pozo en lo que ahora es el área Aquío, 23 kilómetros hacia el norte del pozo ICS-X1, llegando a una profundidad de 1.817 metros. Este pozo, que fue tapado y abandonado, también se encuentra en el pretendido territorio cruceño. El año 2000, la empresa Tecpetrol ingresa a la misma área y perfora el LMT-X1001, nueve kilómetros al sur del pozo actual ICS-X1, a 2.754 metros de profundidad. Pero resultó seco. En 2003 y 2004 incursiona en los bloques Aquío e Ipati la francesa Total. Perfora el ICS-X1, que se convierte en el pozo descubridor de la formación Huamampampa, donde se descubre gas.

2

 

Universidad Tecnológica Privada de Santa Cruz En 2009 se perfora el segundo pozo AQI-X1001, que se convierte en el confirmador de hidrocarburos. Más tarde, un tercer pozo confirma la gran reserva de gas de 2,98 TCF (trillones de pies cúbicos). El campo Incahuasi - Aquio fue descubierto en 2004 con la perforación del pozo pozo ICSX1. Los ensayos de pozo abierto (DST) verificaron la productividad del reservorio de HMP en el pozo ICS-X1. Desde entonces ha ocurrido la perforación subsecuente tanto al norte como al sur de ICS-X1, el pozo AQI-X1001 se perforó en 2011 y el pozo ICS2 se perforó en 2012. El Pozo Incahuasi fue perforado entre 2013-2014 llegan a una profundidad de 4700 m, la planchada del pozo ICS  – 3 está al sur del pozo ICS  – 2.  A continuación, se muestra un cuadro de los datos generales del pozo.

General Information Bloque

Ipati

Pozo Identificación del Pozo

Incahuasi - 3 ICS - 3 UWI: WB416158

Pozos de Referencia

ICS - X1 ICS  – 2 AQI - X1001

Clasificación Contratista Equipo de Perforación

Pozo de Delineación D elineación Perfil en "S" DLS Bolivia DLS - 134

Profundidad Final Asociación País Cuenca Objetivos Geológicos

4,700 m MD/RT Total E&P Bolivie Tecpetrol Bolivia Sub - Andino Sur Huamampampa Este: 426,400 Coordenadas en Superficie Norte: 7,796,780 Elevación: 2,920 TVDSS Tabla 1: Información General del pozo ICS-3

Fuente: Total E&P Bolivie.

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3.1

Ubicación El Pozo ICS  – 3 está ubicado en las serranías de Incahuasi, en el bloque Ipati en la provincia de Cordillera del departamento de Santa Cruz.

Figura: 1:Vista del pozo ICS-3 desde 100 m de altura.:  

Figura: 2:Vista del pozo ICS-3 desde 6km m de altura.

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3.2

Producción  Actualmente el pozo está en desarrollo no hay indicios de producción por que q ue en el mes de junio recién se interconectará del pozo hacia la Planta Incahuasi, se estima que habrá una producción de 3 millones de metros cúbicos día (MMmcd) según YPFB. “En el mes de junio vamos a interconectar el pozo Incahuasi -3 -3 a la Planta Incahuasi, éste es un pozo que probamos hace aproximadamente ocho meses y que tiene un  potencial también de 3 millones de metros cúbicos día (MMmcd), con esto,  pasaremos  pasaremo s de 8MMmcd a 11 MMmcd de gas procesad procesados os en nuestra Planta Incahuasi”, agregó el máximo ejecutivo de YPFB.  YPFB.  

Fuente: Energy Press

4 4.1

Marco Teórico ¿Cómo se Forma el Petróleo y el Gas? Hoy en día se presume que el e l petróleo y el gas natural son el resultado de una serie de procesos químicos y variaciones sufridas por materia orgánica provenientes de animales y vegetales, la cual ha h a sufrido la acción de bacterias, elevadas temperaturas y presiones durante millones de años, al sentarse las capas de sedimentos que contienen dicha materia orgánica.

4.1.1 Teoría Inorgánica Explica el origen de estos hidrocarburos gracias a la combinación de elementos químicos como el carbono y el hidrogeno sometidos a altas temperaturas y presiones, ubicados en capas muy profundas de la tierra.

Figura: 3:Teoria Inorgánica 

5

 

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4.1.2 Teoría Orgánica. Según esta teoría, el petróleo y el gas ga s natural se han formado por la transformación de la materia orgánica vegetal y animal, cuya estructura molecular ha sufrido alteraciones

por

efecto

de

altas

temperaturas,

acción

de

bacterias

y

microorganismos, altas presiones en el subsuelo y otros agentes a lo largo de millones de años. Esta teoría es la más aceptada actualmente.

Figura: 4:Teoría Orgánica

4.2

Reservorio de Hidrocarburos La acumulación de sedimentos y de materia orgánica atrapada forman los reservorios. El reservorio es un cuerpo de roca que se ubica en el subsuelo el cual tiene suficiente porosidad para almacenar los fluidos. Los reservorios son estructuras rodeadas por rocas impermeables. De una manera los fluidos pueden permanecer en el reservorio. Los reservorios de hidrocarburos pueden contener tres tipos de fluidos: gas, petróleo y agua. Adicionalmente, los reservorios pueden ser clasificados con reservorios de gas o petróleo.

4.2.1 Concepto de Yacimiento de Hidrocarburos Un Yacimiento de Hidrocarburo se puede definir como una estructura geológica en el subsuelo conformada por rocas porosas y permeables que permiten la acumulación de hidrocarburos (Petróleo y Gas) en cantidad comercialmente explotable y rodeada por rocas adyacentes impermeables que impiden la transmigración de los fluidos hacia otras zonas porosas.

6

 

Universidad Tecnológica Privada de Santa Cruz Para que un yacimiento contenga hidrocarburos debe presentar las siguientes condiciones:   Roca recipiente



  Camino migratorio



  Trampa



  Porosidad



  Permeabilidad



Figura: 5:Yacimiento de Hidrocarburos 

4.3

Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos. Los yacimientos de hidrocarburos pueden clasificarse de acuerdo a los siguientes criterios:   Geológicamente.



  Según el Diagrama de Fase de los Fluidos.



  Según el tipo de hidrocarburos.



4.3.1 Clasificación Geológica de los Yacimientos. El gas natural al igual que el petróleo se encuentra acumulado en el subsuelo en estructuras geológicas denominadas trampas.

7

 

Universidad Tecnológica Privada de Santa Cruz La trampa de hidrocarburos es una condición geológica de las rocas del subsuelo que permite la acumulación del petróleo o del gas natural.   Trampas Estructurales. - Son aquellas constituidas por la deformación y



fracturamiento de los estratos del subsuelo, causadas por fallas (fracturas con desplazamientos) y plegamientos, en calizas o rocas ígneas.

Figura: 6: Trampa Estructural  

  Trampas Estratigráficas. - Son aquellas originadas debido a fenómenos



de tipo litológico (perdida de d e permeabilidad), sedimentario (acuñamientos, lentejones y arrecifes) y paleográficos (acuñamientos de erosión, paleo cadenas), en calizas o dolomitas porosas. 

Figura: 7: Trampa Estratigráfica  Estratigráfica 

  Trampas Mixtas o Combinadas. - Son aquellas originadas por una



combinación de pliegues y/o fallas con cambios de porosidad de las rocas.

8

 

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Mixta   Figura: 8: Trampa Mixta

4.3.2 Clasificación de los Yacimientos según el D Diagrama iagrama de Fases Un diagrama de fases es una representación gráfica de las condiciones de presión y temperatura en la que existen los sólidos, líquidos y gases. El diagrama de fases es esencialmente utilizado para:   Clasificar los Yacimientos   Describir el comportamiento de fase de los fluidos.





Figura: 9: Clasificación de los Yacimientos según el Diagrama de Fases 

La figura representa los siguientes elementos:

9

 

Universidad Tecnológica Privada de Santa Cruz En este se observa la envolvente de fases que resulta de unir las curvas de puntos de burbujeo y puntos de rocío. En los puntos de burbujeo el sistema (mezcla de hidrocarburos) se encuentra en fase líquida en equilibrio con una cantidad infinitesimal (burbuja) de gas. En los puntos de rocío el sistema se e encuentra ncuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal (gota) de líquido.  Al punto donde se unen las curvas de burbujeo y rocío, se denomina punto crítico.  A las condiciones del punto crítico, las propiedades intensivas (aquellas que no dependen de la masa: densidad, viscosidad, etc.) del gas y líquido son idénticas. La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones: La del líquido que está situada fuera de la envolvente y a la izquierda de la temperatura crítica; la del gas que también está fuera de la envolvente, pero a la derecha de la temperatura crítica y la de dos fases que se encuentra dentro de la envolvente y donde se hallan en equilibrio el gas y el líquido. En esta región se observan

las líneas líneas de isocalidad isocalidad

que son líneas que unen puntos de igual porcentaje volumétrico de líquido en la mezcla líquido-gas. De esta forma, las curvas de burbujeo y rocío son líneas de 100% y 0% de líquido, respectivamente. Todas estas curvas de isocalidad también convergen en el punto crítico. Otro punto observado en el diagrama de fase es el punto de temperatura cricondentérmica (Tcdt) que es la máxima temperatura a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido (a T>Tcdt y a cualquier presión, el sistema está en fase gaseosa). También se observa el punto de presión cricondembárica (Pcdb) que se define como la máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido. La posición relativa de los puntos cricondentérmico y cricondembárico con respecto al punto crítico, depende de la composición del sistema. Para crudos, el punto cricondembárico está a la izquierda del punto crítico, en cambio, para gases naturales y gases condensados está a la derecha. Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento tiene un diagrama de fases característico, el cual permanece constante, mientras se mantenga constante la proporción de componentes en la mezcla; sufriendo modificaciones cuando se altera esta proporción debido a la extracción preferencial de fluidos o a la inyección de alguno o algunos alg unos de ellos (gas natural, CO2, N2, etc.). Se puede observar que a

10

 

Universidad Tecnológica Privada de Santa Cruz medida que la mezcla es más liviana y volátil las presiones de burbujeo y rocío son mayores. Para mayor entendimiento de la figura se dará todas las definiciones y algunos conceptos básicos relacionados con el diagrama de fases. 

  Punto crítico. - Es el estado a condición de presión y temperatura para la cual las propiedades de las fases liquidas y gaseosas son idénticas.

 

Curva de Burbujeo (Ebullición). - Son los puntos de fase liquida en los cuales aparece la primera burbuja de gas

 

Curva de Roció. - Son los puntos en la fase gaseosa en los cuales aparece la primera gota de líquido.

 

Región de Dos Fases. - Es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y de Roció (Cricondenbara, Cricondentérmica). En esta región coexisten en equilibrio, las fases liquidas y gaseosas.

 

Cricondenbara. - Es la máxima presión a la cual pueden coexistir un líquido y su vapor.

 

Cricondentérmica. - Es la máxima temperatura a la cual puede coexistir un líquido y su vapor.

 

Zona de condensación Retrograda. -  Puede definirse como, la condensación de líquido durante la expansión de gas a temperatura constante o la condensación de líquido durante calentamiento de gas a presión constante. 

4.3.3 Clasificación de los Yacimientos según el Tipo de Hid Hidrocarburo. rocarburo. 4.3.3.1 Yacimientos de Petróleo. En este caso el petróleo es el producto dominante y el gas esta como producto secundario disuelto en cantidades que dependen de la presión y la temperatura del yacimiento. Dentro de los Yacimientos de Petróleo pueden ser subclasificados en las siguientes categorías:  

Yacimientos de Petróleo Sub-Saturado.

 

Yacimientos de Petróleo Saturados-

11

 

Universidad Tecnológica Privada de Santa Cruz  

Yacimientos con Capa de Gas

4.3.3.1.1 Petróleo Sub-Saturado. Yacimientos cuya presión inicial es mayor que la presión en el punto de burbuja. Inicialmente solo se presenta la fase liquida, liqu ida, las burbujas de gas se desprenden del crudo una vez el punto de burbuja se alcanza. Eventualmente, el gas librado empieza se aglutina hasta tener condiciones de flujo hacia al p pozo ozo en cantidades cada vez incrementales.

4.3.3.1.2 Petróleo Saturado. Yacimientos cuya presión inicial es menor o igual que la presión en el punto de burbuja. Este yacimiento bifásico consiste de una zona gaseosa suprayaciendo una zona liquida. Puesto que la composición del gas y el crudo son completamente diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases diferentes que tienen poca relación entre ellas. La zona liquida está en su punto de d e burbuja y será producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de capa de gas. La capa de gas está en el punto de rocío r ocío y podría ser retrograda o no retrograda (yacimiento de gas). g as).

4.3.3.1.3 Yacimiento con Capa d dee Gas.

Si la presión inicial de reservorio es menor que la presión en el punto de burbuja del fluido del reservorio, el reservorio es predominado por una capa de gas en la

zona de dos fases, la cual contiene una zona de líquido o petróleo con una zona o capa de gas en la parte superior.

4.3.3.2 Yacimientos de Gas. Con el advenimiento de las perforaciones profundas han sido descubiertos yacimientos de gas a alta presión con propiedades materialmente diferentes de los yacimientos

de

gas

seco.

El

fluido

del

yacimiento

está

compuesto

12

 

Universidad Tecnológica Privada de Santa Cruz predominantemente de metano, pero se encuentran cantidades considerables de hidrocarburos pesados. Los reservorios de gas pueden ser sub clasificados en las siguientes categorías:  

Condensación Retrograda de Gas



  Gas Húmedo Gas Seco

 

4.3.3.2.1 Condensación Retrograda de Gas. Si la temperatura del reservorio está entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentermica del fluido del reservorio es clasificado como reservorio de condensación retrograda. Cuando la presión del reservorio declina a una temperatura constante y está por encima del punto p unto de rocío existe una atracción de los componentes livianos y pesados esto origina que la atracción entre los más pesados sea más efectiva de esta manea el e l líquido empieza a condensarse.

Figura: 10: Gas Condensado 

4.3.3.2.2 Gas Húmedo. La presión y temperatura del reservorio es mayor a la temperatura cricondentermica y cricondenbarica. El gas cuando fluya a la superficie entrará en la región de dos fases, existirá una disminución de la energía cinética de las moléculas pesadas con la caída de temperatura y su cambio subsiguiente para líquido a través de fuerzas fuer zas atractivas entre moléculas.

13

 

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Figura: 11: Gas Humedo 

4.3.3.2.3 Gas Seco. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura. Estos yacimientos contienen principalmente metano, con pequeñas cantidades de etano, propano y otros hidrocarburos, el fluido de este reservorio entran en la región de dos fases a condiciones de superficie, durante la explotación del reservorio. Teóricamente los reservorios de gas seco no producen líquido en la superficie, por ende, la diferencia entre un gas seco y un gas húmedo es arbitraria.

Figura: 12: Gas Seco 

4.4

Propiedades del Gas Natural.

4.4.1 ¿Qué es el Gas Natural? El gas natural es una mezcla de hidrocarburos, la mayoría de bajo peso molecular, que puede estar en estado gaseoso o líquido en el yacimiento, pero al traerlo a superficie y despresurizarlo está en estado gaseoso, aunque acompañado con

14

 

Universidad Tecnológica Privada de Santa Cruz líquido y por lo tanto es necesario separarlos para manejar de manera ma nera independiente ambas fases. El principal componente del gas natural normalmente es el metano, pero el rango de hidrocarburos presente es bastante amplio. Dada su naturaleza gaseosa la caracterización y manejo del gas natural se hace con procedimientos desarrollados con base en la teoría de los gases y esto permite definir con relativa facilidad sus propiedades físicas y los procedimientos para llevarlo a los requisitos de calidad que exigen los consumidores.

4.4.2 Composición del Gas Natural. La composición típica de un Gas es:  

Metano (CH4), usualmente > 80%

 

Etano (C2H6), 2-10%

 

Otros hidrocarburos: hidrocarburos: Propano (C3H8), IsoButano (i-C4H10), Butano normal (n-C4H10), Pentano normal (n-C5H12), Hexano (C6H14), Fracciones más pesadas (C7H+16).

 

Impurezas comunes: nitrógeno nitrógeno (N2), dióxido de carbono (C (CO2) O2) y gas sulfhídrico (H2O).

4.4.3 Gases Ideales. El gas ideal está compuesto de una cantidad de partículas llamadas moléculas, cuyo volumen es insignificante comparado por el volumen total ocupado por el gas. También se asume que estas moléculas no tienen una fuerza de atracción o repulsión entre ellas y si se asume que todas las colisiones de las moléculas son perfectamente elásticas.

4.4.4 Gases Reales. Básicamente la magnitud de la desviación de los gases reales respecto a los gases ideales incrementa cuando incrementamos la presión y temperatura, variando también con la composición del gas.

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4.4.5 Peso Molecular del Gas (PMg). Es la unión de la de los pesos moleculares de cada elemento que conforman el gas g as natural. Las unidades del peso molecular son: Lb/mol. El gas natural, es una mezcla de componentes y es por ello que el peso molecular del gas se obtiene sumando la fracción molar.

% ∗ %     =  100 Ecuación 1: Peso Molecular del Gas  

4.4.6 Gravedad Especifica del Gas (SGg). Es la relación de la densidad de una sustancia a la densidad de una sustancia de referencia. Para efectuar la relación entre ambas sustancias, es necesario que ambas se encuentren a la misma presión y temperatura y su unidad es adimensional.

    =   Ecuación 2: Gravedad Especifica del Gas 

4.4.7 Relación Gas  – Petróleo (GOR)

La relación gas petróleo representa la razón entre los pies cúbicos de gas a condiciones estándar con respecto a los barriles b arriles producidos a condiciones normales

   =    =   =    (GOR)   Ecuación 3: Relación Gas - Petróleo (GOR) 

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4.4.8 Propiedades Criticas Es el conjunto de condiciones físicas de presión, temperatura, a las cuales la densidad y otras propiedades del líquido y gas se vuelven idénticas, es decir, es un punto a una presión y temperatura dada donde físicamente no puede diferenciarse si se trata de gas o líquido.

 =  − (% ∗ 0.8) −(% ∗ 2.55))  Ecuación 4: Temperatura Critica 

 =  + (% ∗ 4.4) −(% ∗ 1.77))  Ecuación 5: Presión Critica 

4.4.9 Propiedades Reducidas Las propiedades reducidas de un fluido son un conjunto de variables de estado normalizadas por las propiedades de estado del fluido en su punto crítico. Estas coordenadas termodinámicas adimensionales, junto con el factor de compresibilidad de una substancia, son la base de la forma más simple del teorema de los estados correspondientes. Las propiedades reducidas también se utilizan para definir la ecuación de estado de Peng-Robinson, un modelo diseñado para obtener una precisión razonable cerca del punto crítico. También se usan para los exponentes críticos, los cuales describen el comportamiento de propiedades físicas cerca de las transiciones de fase continuas. Presión y temperatura Pseudoreducidas.

    =   Ecuación 6: Presión Pseudo reducida  reducida 

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    =   Ecuación 7: Temperatura Pseudo reducida reducida  

4.4.10 Factor de Com Compresibilidad presibilidad del Gas Este factor (Z) es una cantidad adimensional, llamado de compresibilidad o súper compresibilidad del gas. Es una función de la presión, temperatura y composición del gas. Z nos ayuda a determinar el comportamiento del gas:   Z>1 nos indica que es un Gas Comprimido.



  Z=1 Es un Gas Ideal.



  Z0,5= ≤0,5= 

RA RA

T P

1mt

3,281 ft

1 acre/ft

43560 ft3

Tabla 14: Razón de Área

Ginsitu Ninsitu RGP ßo

VRx*Ø*(1-ws)/ßo Ginsitu/RGP Qo/Qg 0,002829*z*Ty/Py

Tabla 15: Formulas de Gas y Petroleo Insitu, RGP y Bo

Ø Sw

19,8 50,69

Qo (PCS) Qg (BF) Z Ty (°R) Py (Psia) VRX (ft3)

0,2 0,51

80.000.000 1.500 0,98 680 5114,7 176.217.426.474.452,00

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a)

ßo (PC/pcs) RGP (Pcs/BF) Ginsitu (PCS) Ninsitu (BF)

0,003816227 53.333,33 4,51E+15 84.531.022.960,00

EMPUJE HIDRAULICO Fro FRg

Np/Ninsitu Gp/Ginsitu

Np Gp

Fro/100*Ninsitu Frg/100*Ginsitu

Gaband

Ginsitu-Gp

ßg

0,02829*Z*Py/Ty

Fro FRg

RESERVORIO DE EMPUJE ACUIFERO 50 % 50 %

Ginsitu (PCS)

4,5083E+15 PCS

Ninsitu (BF)

8,4531E+10 BF

Py (Psia) Ty (°R)

400 psia 680 ºR

Z

0,98

Ø Sw VRX (ft3)

19,80 50,69 176217426474452,00

0,20 0,51 ft3

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Ginsitu (PCS) Ninsitu (BF) Py (Psia) Ty (°R) Z Ø Sw VRX (ft3)

d) c) b)

4,51E+15 8,45E+10 400 680 0,98 19,8 0,2 50,69 0,51 1,76217E+14

Np (BF) Gp (PCS) Fro FRg βg  Gaband (Pc/Pcs)

4,23E+10 2,25E+15 0,5 0,5 0,003294953 2,25E+15

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 Anexos 

Figura: 15: Cuadro de las características del pozo ICS-3  

Fuente: Total E&P Bolivie.

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Figura: 16: Ubicación de los Bloque Aquio y Ipati

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Figura: 17: Fotografía de la Planta de Incahuasi

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Universidad Tecnológica Privada de Santa Cruz  A continuación, se muestra las imágenes de los cálculos realizados.

Figura: 18: Cálculos 1

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Figura: 19: Cálculos 2

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Figura: 20: Cálculos 3

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Figura: 21: Cálculos 4

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Bibliografía

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