Universidad de Oriente
Departamento de Ingeniería de Petróleo
Yacimientos I, Profesor Johangel Calvo García
UNIDAD III. Yacimientos de Gas
3.1 Características de los Yacimientos de Gas 3.1.1 Yacimientos de gas seco
Debido a que cada tipo de yacimiento requiere de distintas Conocidos también como yacimientos de gas no asociado,
técnicas de producción y esquemas de explotación que éstos tienen temperaturas superiores a las temperaturas
garanticen la recuperación del mayor volumen posible de cricondentérmica, término que proviene del vocablo ingles
hidrocarburos, se hace necesario el conocimiento de la cricondentherm (critical condensation isotherm) y se define
composición de la mezcla de hidrocarburos en las primeras como la máxima temperatura a la cual dos (2) fases pueden
etapas del proceso de desarrollo de un campo. En ocasiones coexistir en equilibrio. Esta condición causa que el estado
es importante obtener una determinación temprana de la original del fluido en el yacimiento sea monofásico (Gas), de
composición del gas y de la relación gas/petróleo (RGP) para allí la importancia que tiene la temperatura
decidir si completar un pozo o no, o hasta para tomar la cricondentérmica en la definición del tipo de fluido original,
decisión de desarrollar un campo petrolero. Por ejemplo, las así como también en su estado actual como se verá más
implicaciones económicas del desarrollo de yacimientos que adelante. Un diagrama de fases típico para yacimientos de
contienen gases ricos en hidrocarburos son sustancialmente gas seco se presenta en la figura 3.2.
diferentes de las correspondientes al desarrollo de
yacimientos con altos porcentajes de dióxido de carbono Se observa en el diagrama que la envolvente (región de
(CO2) en el gas. El CO2 es altamente corrosivo, de manera presión y temperatura en la cual dos fases, liquido-gas,
que su presencia puede modificar los requisitos en términos coexisten en equilibrio) es bastante reducida debido a que
de líneas de flujo y equipos de superficie. Por otra parte, no existen componentes pesados que puedan condensarse y
quizás sea necesario evitar la mezcla de áreas prospectivas la condensación ocurre solo mediante procesos criogénicos.
con composiciones incompatibles. Los problemas
relacionados con acumulaciones de asfaltenos, ceras,
hidratos e incrustaciones orgánicas en las líneas de flujo
también inciden en el aseguramiento del flujo. La
composición del fluido puede restringir las caídas de presión
y los gastos (velocidades o tasas de flujo, caudales, ratas)
admisibles, para evitar la condensación de los fluidos.
Los hidrocarburos comprenden una variedad de
componentes que abarcan desde el metano que solo tiene
un átomo de carbono hasta los compuestos de carbono de
cadena muy larga, además de moléculas cíclicas, aromáticas
y otras moléculas complejas tales como los asfáltenos y las
parafinas. Estos componentes determinan el
comportamiento de fases de un fluido de yacimiento
determinado que suele indicarse utilizando un diagrama de
fases representado por tres variables: presión, volumen y
temperatura (PVT), ver figura 3.1. La forma del diagrama Figura 3.2. Diagramas de fases de un yacimiento de gas seco
depende en gran medida de la composición de la mezcla de
hidrocarburos. Un yacimiento con condiciones iniciales ubicada en el punto
A(Pi,Ty) se identifica claramente como un yacimiento de gas.
Nótese que de acuerdo al diagrama, el fluido se encuentra
en una sola fase (gas). Cuando el yacimiento es puesto a
producción se inicia un proceso de declinación de presión
isotérmica (trayectoria AB), debido a que la temperatura en
el yacimiento es esencialmente constante. Bajo estas
condiciones el fluido sigue estando en la fase gaseosa a
condiciones de yacimiento. La trayectoria AC describe el
comportamiento del fluido cuando pasa de condiciones de
yacimiento a condiciones de superficie, se observa que a
condiciones de superficie (Punto C) el fluido continúa en la
fase gaseosa. Esto se debe a que la mezcla es esencialmente
metano, el más volátil de los compuestos químicos de
hidrocarburos. La capacidad de permanecer en estado
gaseoso tanto a condiciones de yacimiento como a
condiciones de superficie es la que distingue a los
Figura 3.1. Diagramas de fases. yacimientos de gas seco de los yacimientos de gas húmedo.
1
, Universidad de Oriente
Departamento de Ingeniería de Petróleo
Yacimientos I, Profesor Johangel Calvo García
3.1.2 Yacimientos de gas húmedo declinación de presión, como se observa en la trayectoria
BC, de allí el término retrógrado.
Al igual que los yacimientos de gas seco, estos yacimientos
tienen temperaturas superiores a la temperatura
cricondentérmica. Otra característica similar al gas seco es
que a condiciones de yacimiento el fluido todo el tiempo se
comporta como gas, ver figura 3.2 (trayectoria AB).
Figura 3.4. Diagramas de fases de un yacimiento de gas
condensado.
Los componentes que se condensan corresponden a los más
pesados de la mezcla de hidrocarburos por lo que no tienen
Figura 3.3. Diagramas de fases de un yacimiento de gas movilidad, éstos se quedan adheridos a las paredes de la
húmedo. roca, taponando los poros y reduciendo de esta manera la
permeabilidad efectiva con consecuencia negativa para la
La envolvente del diagrama de fases es más amplia que la de producción. La trayectoria CD muestra el proceso normal
gas seco, lo que indica que existe un rango más amplio de que es el de vaporización del líquido con declinación de
presión y temperatura en donde se pueden obtener líquidos. presión. Es importante aclarar que este proceso no es
En la trayectoria AC, que describe el comportamiento del completamente reversible, es decir, no todo el líquido que
fluido cuando pasa de condiciones de yacimiento a se condensa vuelve a revaporizarse debido a que, como se
condiciones de superficie, se observa a través del diagrama dijo anteriormente, gran parte del mismo se queda adherido
que se condensa cierta cantidad de líquido en el separador. a la roca. La trayectoria AE representa el cambio de las
Este fenómeno se debe a que en la mezcla de hidrocarburos condiciones de presión y temperatura desde el yacimiento
coexisten en equilibrio cierta cantidad de componentes hasta la superficie. Se observa que se condensa una cantidad
pesados (los más volátiles de los líquidos) e intermedios que considerable de líquido en la superficie, a diferencia de los
a temperaturas superiores a la cricondentérmica se yacimientos de gas húmedo en los cuales la condensación de
comportan como gas, pero al descender la temperatura a las líquido es moderada. Esta característica se debe a que en la
condiciones normales se condensan. Esta característica es lo composición de la mezcla se encuentran gran cantidad de
que diferencia a los yacimientos de gas húmedo de los componentes pesados e intermedios que bajo condiciones
yacimientos de gas seco. La gravedad API de los líquidos de yacimiento se encuentran en equilibrio termodinámico
obtenidos en el separador suelen superar los 40°API. formando parte de la fase gaseosa, pero al romperse el
equilibrio, la fase líquida se separa de la fase gaseosa
3.1.3 Yacimientos de gas condensado ocurriendo de esta manera la condensación retrógrada. El
equilibrio se rompe cuando la presión del yacimiento
Los yacimientos de gas condensado tienen temperaturas desciende por debajo de la presión de rocío de la mezcla de
comprendidas entre la crítica y la cricondentérmica. Dentro hidrocarburo.
de sus características distintivas exhiben punto de rocío (Pr)
que no es más que las condiciones de presión y temperatura 3.1.4 Comparación de las características de los
a las cuales se forman las primeras gotas de líquido. Estos yacimientos de gas del Oriente de Venezuela
yacimientos se encuentran en fase gaseosa mientras la
presión permanece por encima de la Pr de la mezcla, véase Con la premisa de que “no existen líneas divisorias precisas
la trayectoria AB de la figura 3.4. para clasificar los yacimientos. Más bien, se combinan entre
Cuando la presión declina por debajo de la Pr se inicia un sí, e incluso se superponen, creando a veces problemas
proceso de condensación retrógrada isotérmica, llamada así técnicos y legales” (CRAFT y HAWKINS, 1965, Pág. 86),
porque ocurre un fenómeno contrario al que debería ocurrir, establecer un rango que refleje la variación que puedan
es decir, cuando un gas es sometido a una declinación de presentar las propiedades en los yacimientos es mucho más
presión, este tiende a permanecer en la misma fase; para seguro, útil y confiable. Para los yacimientos de gas del
lograr una condensación debería ser comprimido. En los Oriente de Venezuela, estos rangos se resumen en la tabla
yacimientos de gas condensado ocurre condensación con 3.1 que se muestra a continuación.
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, Universidad de Oriente
Departamento de Ingeniería de Petróleo
Yacimientos I, Profesor Johangel Calvo García
Tabla 3.1. Propiedades del gas del Oriente de Venezuela Estas propiedades pueden ser obtenidas de mediciones
PROPIEDADES GAS SECO GAS HÚMEDO
GAS directas en laboratorio o por predicción de expresiones
CONDENSADO
matemáticas generalizadas.
C1 (% Molar) 82,44 - 94,66 73,54 - 80,74 59,76 - 67,6
C2 (% Molar) 1,79 - 8,09 4,79 - 7,64 8,01 - 10,08 3.2.1 Comportamiento de los gases ideas
C3 (% Molar) 0,55 - 2,73 2,44 - 4,51 5,18 - 7,79
La teoría cinética de los gases postula que los gases están
i-C4 (% Molar) 0,08 - 0,43 0,52 - 0,96 1,18 - 1,88 compuestos por un gran número de partículas llamadas
n-C4 (% Molar) 0,03 - 0,57 0,71 - 1,3 1,77 - 2,80 moléculas. Para un gas ideal, el volumen de esas moléculas
es insignificante comparado con el volumen total ocupado
i-C5 (% Molar) 0 - 0,16 0,29 - 0,50 0,77 - 1,17
por el gas. Esta teoría también asume que las moléculas no
n-C5 (% Molar) 0 - 0,13 0,25 - 0,42 0,69 - 1,05 tienen fuerzas de atracción ni repulsión entre ellas, y que
C6 (% Molar) 0 - 0,18 0,30 - 0,51 1,03 - 1,52 todas las colisiones de las moléculas son perfectamente
elásticas.
C7+ (% Molar) 0 - 0,18 1,59 - 2,34 7,18 - 9,15
Basado en la teoría cinética de los gases, una ecuación
CO2 (% Molar) 0,67 - 7,00 6,54 - 9,68 4,36 - 6,63
llamada ecuación matemática llamada ecuación de estado
N2 (% Molar) 0 - 0,41 0,09 - 0,19 0,05 - 0,11 puede ser derivada para expresar la relación que existe
g 0,59 - 0,7 0,79 - 0,88 1,2 - 1,35 entre la presión p, el volumen V y la temperatura T para una
°API - 46,2 - 50,7 39,9 - 43,6 cantidad dada de moles de gas n. Esta relación para gases
GPM (C3+) (Gal/MPCN) 0,19 - 1,01 2,4 - 3,62 8,41 - 10,68 perfectos es llamada ley ideal de los gases y es expresada
PCT (BTU/PCN) 1.002 - 1.111 1.165 - 1.292 1.903 - 2.148
matemáticamente por la siguiente ecuación:
PCN (BTU/PCN) 900 - 1.013 1.057 - 1.163 1.772 - 1.989
pV = nRT (3-1)
RGC (PCN/BN) - 27.727 - 49.781 4.706 - 6.810
Fuente: Navas, Reina, Pino y Calvo Donde:
p = presión absoluta, lpca
3.2 Propiedades del Gas V = volumen, p3
T = temperatura absoluta, °R
Para entender y predecir el comportamiento volumétrico n = número de moles, lb-mol
tanto de yacimientos de gas como de petróleo en función de R = ctte universal de los gases, 10,730 lpca p3/lb-mol °R
la presión, el conocimiento de las propiedades físicas de los
fluidos del yacimiento debe ser adquirido. Estas propiedades El número de libras-mol de gas, n, está definido como el
de fluidos usualmente son determinadas por experimentos peso del gas entre el peso molecular del gas, M, o:
de laboratorio, utilizando una muestra de fluido. En ausencia
m
de propiedades medidas experimentalmente, es necesario n (3-2)
que el ingeniero determine las propiedades de correlaciones M
derivadas empíricamente. El objetivo de esta guía es Combinando la ecuación 2-1 con la 2-2 se tiene:
presentar algunas correlaciones para determinar las
propiedades físicas de los yacimientos de gas. (3-3)
Un gas es definido como un fluido homogéneo de baja
viscosidad y densidad que no tiene volumen definido, pero Donde:
se expande hasta rellenar completamente el recipiente en el m = peso del gas, lb
que se coloca. El conocimiento de la relación presión-
volumen-temperatura (PVT) y otras propiedades físicas y M = peso molecular, lb/lb-mol
químicas de los gases es esencial para resolver problemas en
ingeniería de yacimientos de gas. Estas propiedades Ya que la densidad está definida como la masa por unidad de
incluyen: volumen de una sustancia, la ecuación 2-3 puede ser
reconfigurada para estimar la densidad del gas a cualquier
Peso molecular aparente, Mg presión y temperatura:
Gravedad específica, g
Factor de compresibilidad, z (3-4)
Densidad, g
Volumen específico, v Los ingenieros de petróleo usualmente están interesados en
Coeficiente de compresibilidad isotérmica del gas, cg el comportamiento de mezclas y raramente tratan con
Factor volumétrico del gas, compuestos gaseosos puros. Debido a que el gas natural es
Factor de expansión del gas, Eg una mezcla de compuestos de hidrocarburos, las
Viscosidad, g propiedades físicas y químicas en general pueden ser
determinadas de las propiedades físicas individuales de los
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UNIDAD III. Yacimientos de Gas
3.1 Características de los Yacimientos de Gas 3.1.1 Yacimientos de gas seco
Debido a que cada tipo de yacimiento requiere de distintas Conocidos también como yacimientos de gas no asociado,
técnicas de producción y esquemas de explotación que éstos tienen temperaturas superiores a las temperaturas
garanticen la recuperación del mayor volumen posible de cricondentérmica, término que proviene del vocablo ingles
hidrocarburos, se hace necesario el conocimiento de la cricondentherm (critical condensation isotherm) y se define
composición de la mezcla de hidrocarburos en las primeras como la máxima temperatura a la cual dos (2) fases pueden
etapas del proceso de desarrollo de un campo. En ocasiones coexistir en equilibrio. Esta condición causa que el estado
es importante obtener una determinación temprana de la original del fluido en el yacimiento sea monofásico (Gas), de
composición del gas y de la relación gas/petróleo (RGP) para allí la importancia que tiene la temperatura
decidir si completar un pozo o no, o hasta para tomar la cricondentérmica en la definición del tipo de fluido original,
decisión de desarrollar un campo petrolero. Por ejemplo, las así como también en su estado actual como se verá más
implicaciones económicas del desarrollo de yacimientos que adelante. Un diagrama de fases típico para yacimientos de
contienen gases ricos en hidrocarburos son sustancialmente gas seco se presenta en la figura 3.2.
diferentes de las correspondientes al desarrollo de
yacimientos con altos porcentajes de dióxido de carbono Se observa en el diagrama que la envolvente (región de
(CO2) en el gas. El CO2 es altamente corrosivo, de manera presión y temperatura en la cual dos fases, liquido-gas,
que su presencia puede modificar los requisitos en términos coexisten en equilibrio) es bastante reducida debido a que
de líneas de flujo y equipos de superficie. Por otra parte, no existen componentes pesados que puedan condensarse y
quizás sea necesario evitar la mezcla de áreas prospectivas la condensación ocurre solo mediante procesos criogénicos.
con composiciones incompatibles. Los problemas
relacionados con acumulaciones de asfaltenos, ceras,
hidratos e incrustaciones orgánicas en las líneas de flujo
también inciden en el aseguramiento del flujo. La
composición del fluido puede restringir las caídas de presión
y los gastos (velocidades o tasas de flujo, caudales, ratas)
admisibles, para evitar la condensación de los fluidos.
Los hidrocarburos comprenden una variedad de
componentes que abarcan desde el metano que solo tiene
un átomo de carbono hasta los compuestos de carbono de
cadena muy larga, además de moléculas cíclicas, aromáticas
y otras moléculas complejas tales como los asfáltenos y las
parafinas. Estos componentes determinan el
comportamiento de fases de un fluido de yacimiento
determinado que suele indicarse utilizando un diagrama de
fases representado por tres variables: presión, volumen y
temperatura (PVT), ver figura 3.1. La forma del diagrama Figura 3.2. Diagramas de fases de un yacimiento de gas seco
depende en gran medida de la composición de la mezcla de
hidrocarburos. Un yacimiento con condiciones iniciales ubicada en el punto
A(Pi,Ty) se identifica claramente como un yacimiento de gas.
Nótese que de acuerdo al diagrama, el fluido se encuentra
en una sola fase (gas). Cuando el yacimiento es puesto a
producción se inicia un proceso de declinación de presión
isotérmica (trayectoria AB), debido a que la temperatura en
el yacimiento es esencialmente constante. Bajo estas
condiciones el fluido sigue estando en la fase gaseosa a
condiciones de yacimiento. La trayectoria AC describe el
comportamiento del fluido cuando pasa de condiciones de
yacimiento a condiciones de superficie, se observa que a
condiciones de superficie (Punto C) el fluido continúa en la
fase gaseosa. Esto se debe a que la mezcla es esencialmente
metano, el más volátil de los compuestos químicos de
hidrocarburos. La capacidad de permanecer en estado
gaseoso tanto a condiciones de yacimiento como a
condiciones de superficie es la que distingue a los
Figura 3.1. Diagramas de fases. yacimientos de gas seco de los yacimientos de gas húmedo.
1
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3.1.2 Yacimientos de gas húmedo declinación de presión, como se observa en la trayectoria
BC, de allí el término retrógrado.
Al igual que los yacimientos de gas seco, estos yacimientos
tienen temperaturas superiores a la temperatura
cricondentérmica. Otra característica similar al gas seco es
que a condiciones de yacimiento el fluido todo el tiempo se
comporta como gas, ver figura 3.2 (trayectoria AB).
Figura 3.4. Diagramas de fases de un yacimiento de gas
condensado.
Los componentes que se condensan corresponden a los más
pesados de la mezcla de hidrocarburos por lo que no tienen
Figura 3.3. Diagramas de fases de un yacimiento de gas movilidad, éstos se quedan adheridos a las paredes de la
húmedo. roca, taponando los poros y reduciendo de esta manera la
permeabilidad efectiva con consecuencia negativa para la
La envolvente del diagrama de fases es más amplia que la de producción. La trayectoria CD muestra el proceso normal
gas seco, lo que indica que existe un rango más amplio de que es el de vaporización del líquido con declinación de
presión y temperatura en donde se pueden obtener líquidos. presión. Es importante aclarar que este proceso no es
En la trayectoria AC, que describe el comportamiento del completamente reversible, es decir, no todo el líquido que
fluido cuando pasa de condiciones de yacimiento a se condensa vuelve a revaporizarse debido a que, como se
condiciones de superficie, se observa a través del diagrama dijo anteriormente, gran parte del mismo se queda adherido
que se condensa cierta cantidad de líquido en el separador. a la roca. La trayectoria AE representa el cambio de las
Este fenómeno se debe a que en la mezcla de hidrocarburos condiciones de presión y temperatura desde el yacimiento
coexisten en equilibrio cierta cantidad de componentes hasta la superficie. Se observa que se condensa una cantidad
pesados (los más volátiles de los líquidos) e intermedios que considerable de líquido en la superficie, a diferencia de los
a temperaturas superiores a la cricondentérmica se yacimientos de gas húmedo en los cuales la condensación de
comportan como gas, pero al descender la temperatura a las líquido es moderada. Esta característica se debe a que en la
condiciones normales se condensan. Esta característica es lo composición de la mezcla se encuentran gran cantidad de
que diferencia a los yacimientos de gas húmedo de los componentes pesados e intermedios que bajo condiciones
yacimientos de gas seco. La gravedad API de los líquidos de yacimiento se encuentran en equilibrio termodinámico
obtenidos en el separador suelen superar los 40°API. formando parte de la fase gaseosa, pero al romperse el
equilibrio, la fase líquida se separa de la fase gaseosa
3.1.3 Yacimientos de gas condensado ocurriendo de esta manera la condensación retrógrada. El
equilibrio se rompe cuando la presión del yacimiento
Los yacimientos de gas condensado tienen temperaturas desciende por debajo de la presión de rocío de la mezcla de
comprendidas entre la crítica y la cricondentérmica. Dentro hidrocarburo.
de sus características distintivas exhiben punto de rocío (Pr)
que no es más que las condiciones de presión y temperatura 3.1.4 Comparación de las características de los
a las cuales se forman las primeras gotas de líquido. Estos yacimientos de gas del Oriente de Venezuela
yacimientos se encuentran en fase gaseosa mientras la
presión permanece por encima de la Pr de la mezcla, véase Con la premisa de que “no existen líneas divisorias precisas
la trayectoria AB de la figura 3.4. para clasificar los yacimientos. Más bien, se combinan entre
Cuando la presión declina por debajo de la Pr se inicia un sí, e incluso se superponen, creando a veces problemas
proceso de condensación retrógrada isotérmica, llamada así técnicos y legales” (CRAFT y HAWKINS, 1965, Pág. 86),
porque ocurre un fenómeno contrario al que debería ocurrir, establecer un rango que refleje la variación que puedan
es decir, cuando un gas es sometido a una declinación de presentar las propiedades en los yacimientos es mucho más
presión, este tiende a permanecer en la misma fase; para seguro, útil y confiable. Para los yacimientos de gas del
lograr una condensación debería ser comprimido. En los Oriente de Venezuela, estos rangos se resumen en la tabla
yacimientos de gas condensado ocurre condensación con 3.1 que se muestra a continuación.
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, Universidad de Oriente
Departamento de Ingeniería de Petróleo
Yacimientos I, Profesor Johangel Calvo García
Tabla 3.1. Propiedades del gas del Oriente de Venezuela Estas propiedades pueden ser obtenidas de mediciones
PROPIEDADES GAS SECO GAS HÚMEDO
GAS directas en laboratorio o por predicción de expresiones
CONDENSADO
matemáticas generalizadas.
C1 (% Molar) 82,44 - 94,66 73,54 - 80,74 59,76 - 67,6
C2 (% Molar) 1,79 - 8,09 4,79 - 7,64 8,01 - 10,08 3.2.1 Comportamiento de los gases ideas
C3 (% Molar) 0,55 - 2,73 2,44 - 4,51 5,18 - 7,79
La teoría cinética de los gases postula que los gases están
i-C4 (% Molar) 0,08 - 0,43 0,52 - 0,96 1,18 - 1,88 compuestos por un gran número de partículas llamadas
n-C4 (% Molar) 0,03 - 0,57 0,71 - 1,3 1,77 - 2,80 moléculas. Para un gas ideal, el volumen de esas moléculas
es insignificante comparado con el volumen total ocupado
i-C5 (% Molar) 0 - 0,16 0,29 - 0,50 0,77 - 1,17
por el gas. Esta teoría también asume que las moléculas no
n-C5 (% Molar) 0 - 0,13 0,25 - 0,42 0,69 - 1,05 tienen fuerzas de atracción ni repulsión entre ellas, y que
C6 (% Molar) 0 - 0,18 0,30 - 0,51 1,03 - 1,52 todas las colisiones de las moléculas son perfectamente
elásticas.
C7+ (% Molar) 0 - 0,18 1,59 - 2,34 7,18 - 9,15
Basado en la teoría cinética de los gases, una ecuación
CO2 (% Molar) 0,67 - 7,00 6,54 - 9,68 4,36 - 6,63
llamada ecuación matemática llamada ecuación de estado
N2 (% Molar) 0 - 0,41 0,09 - 0,19 0,05 - 0,11 puede ser derivada para expresar la relación que existe
g 0,59 - 0,7 0,79 - 0,88 1,2 - 1,35 entre la presión p, el volumen V y la temperatura T para una
°API - 46,2 - 50,7 39,9 - 43,6 cantidad dada de moles de gas n. Esta relación para gases
GPM (C3+) (Gal/MPCN) 0,19 - 1,01 2,4 - 3,62 8,41 - 10,68 perfectos es llamada ley ideal de los gases y es expresada
PCT (BTU/PCN) 1.002 - 1.111 1.165 - 1.292 1.903 - 2.148
matemáticamente por la siguiente ecuación:
PCN (BTU/PCN) 900 - 1.013 1.057 - 1.163 1.772 - 1.989
pV = nRT (3-1)
RGC (PCN/BN) - 27.727 - 49.781 4.706 - 6.810
Fuente: Navas, Reina, Pino y Calvo Donde:
p = presión absoluta, lpca
3.2 Propiedades del Gas V = volumen, p3
T = temperatura absoluta, °R
Para entender y predecir el comportamiento volumétrico n = número de moles, lb-mol
tanto de yacimientos de gas como de petróleo en función de R = ctte universal de los gases, 10,730 lpca p3/lb-mol °R
la presión, el conocimiento de las propiedades físicas de los
fluidos del yacimiento debe ser adquirido. Estas propiedades El número de libras-mol de gas, n, está definido como el
de fluidos usualmente son determinadas por experimentos peso del gas entre el peso molecular del gas, M, o:
de laboratorio, utilizando una muestra de fluido. En ausencia
m
de propiedades medidas experimentalmente, es necesario n (3-2)
que el ingeniero determine las propiedades de correlaciones M
derivadas empíricamente. El objetivo de esta guía es Combinando la ecuación 2-1 con la 2-2 se tiene:
presentar algunas correlaciones para determinar las
propiedades físicas de los yacimientos de gas. (3-3)
Un gas es definido como un fluido homogéneo de baja
viscosidad y densidad que no tiene volumen definido, pero Donde:
se expande hasta rellenar completamente el recipiente en el m = peso del gas, lb
que se coloca. El conocimiento de la relación presión-
volumen-temperatura (PVT) y otras propiedades físicas y M = peso molecular, lb/lb-mol
químicas de los gases es esencial para resolver problemas en
ingeniería de yacimientos de gas. Estas propiedades Ya que la densidad está definida como la masa por unidad de
incluyen: volumen de una sustancia, la ecuación 2-3 puede ser
reconfigurada para estimar la densidad del gas a cualquier
Peso molecular aparente, Mg presión y temperatura:
Gravedad específica, g
Factor de compresibilidad, z (3-4)
Densidad, g
Volumen específico, v Los ingenieros de petróleo usualmente están interesados en
Coeficiente de compresibilidad isotérmica del gas, cg el comportamiento de mezclas y raramente tratan con
Factor volumétrico del gas, compuestos gaseosos puros. Debido a que el gas natural es
Factor de expansión del gas, Eg una mezcla de compuestos de hidrocarburos, las
Viscosidad, g propiedades físicas y químicas en general pueden ser
determinadas de las propiedades físicas individuales de los
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