5. Gas Humedo

PROPIEDADES DE LOS GASES HUMEDO

GAS HUMEDO

El análisis de las propiedades del gas húmedo se basa en que las propiedades de superficie no son las mismas que las del yacimiento. El líquido se condensa desde el yacimiento a medida que este se mueve desde el fondo hasta la superficie.

RECOMBINACION DE LOS FLUIDOS DE SUPERFICIE- COMPOSICIÓN CONOCIDA

Composición de superficie: Se puede calcular teniendo las composiciones de líquido en el tanque, de gas en el separador y de gas en el tanque, además de las relaciones gas-aceite.

1ero Conversión de las relaciones gas-aceite en scf/STB a lbmol gas/lbmol liquido en el tanque. La densidad y el peso molecular del líquido se deben calcular.

EJEMPLO

Un gas húmedo se produce a través del separador a 300 psia y 73°F hasta el tanque a 76°F. El separador produce 69551 scf/STB y el tanque 366 scf/STB. La gravedad del líquido del tanque es 55.9°API.Las composiciones se encuentran en la tabla. Calcular la composición del gas de yacimiento.

G.Ec7+= 0.794 Mc7+= 113 lb/lbmol


COMPONENTE COMPOSICION DE GAS EN EL SEPARADOR

COMPOSICION DE GAS EN EL TANQUE

COMPOSICION DE LIQUIDO EN EL

TANQUE

C1 0.8372 0.3190 0.0018

C2 0.0960 0.1949 0.0063

C3 0.0455 0.2532 0.0295

i-C4 0.0060 0.0548 0.0177

n-C4 0.0087 0.0909 0.0403

i-C5 0.0028 0.0362 0.0417

n-C5 0.0022 0.0303 0.0435

C6 0.0014 0.0191 0.0999

C7+ 0.0002 0.0016 0.7193


Propiedades del líquido de tanque:Msto= 100.9 lb/lbmol

ρsto= 47.11 lb/cu ft

Conversión de relaciones gas-aceite:


STOlb

SPgaslb

STOlb

lbSTO

lbSTO

cuftSTO

cuft

bbl

scf

lb

STB

scfSPgas

mol

mol

mol

mole 69.699.100

11.47615.57.38069551

STOlb

STgaslb

STOlb

lbSTO

lbSTO

cuftSTO

cuft

bbl

scf

lb

STB

scfSTgas

mol

mol

mol

mol 3667.09.100

11.47615.57.380366

Componente Composición de gas en SP

Composición de gas en ST

Composición de aceite en

ST

Composición recombinada

de gaslbmol j gas SP lbmol j gas SP lbmol j gas ST lbmol j gas ST lbmol j STO lbmol j gas

res.lbmol j gas res.

lb mol STO: Lb mol gas res.

xst yres.

C1 0.8372 58.344 0.3190 0.117 0.0018 58.463 0.8228

C2 0.0960 6.690 0.1949 0.072 0.0063 6.768 0.0952

C3 0.0455 3.171 0.2532 0.093 0.0295 3.294 0.0464

i-C4 0.0060 0.418 0.0548 0.020 0.177 0.456 0.0064

n-C4 0.0087 0.606 0.0909 0.033 0.0403 0.679 0.0096

i-C5 0.0028 0.195 0.0362 0.013 0.0417 0.250 0.0035

n-C5 0.0022 0.153 0.0303 0.011 0.0435 0.208 0.0029

C6 0.0014 0.098 0.0191 0.007 0.0999 0.205 0.0029

C7+ 0.0002 0.014 0.0016 0.001 0.7193 0.734 0.0103

1,00 69.690 10.000 0.3667 10.000 71.057 10.000

lb mol STO: 0.3667 yst

lb mol STO: 69.69

yst+0.3667 yst+xst

lb mol gas SP lb mol STO: 69.69 ysp

lb mol gas ST yst


RECOMBINACION DE LOS FLUIDOS DE SUPERFICIE- COMPOSICIÓN

DESCONOCIDAPropiedades de gas en el separador y en el tanque conocidas:

Rsp= Relación gas/aceite en el separador, SCF/STB

γsp-=Gravedad específica del gas en el separador

Rst= Relación gas/aceite ene l tanque, SCF/STB

γst-=Gravedad específica del gas en el tanque

Donde la relación de producción gas-aceite es

Rs= Rsp + Rst

stsp

gststgspsp

gRR

RR

Para el cálculo de las propiedades pseudocríticas, se utiliza la siguiente expresión para un sistema de Gas Húmedo.

=gravedad especifica de la mezcla de gas

Para un sistema de dos separadores y un tanque tenemos:

y

Rs=es el GOR total

stspsp

gststgspspgspspg RRR

RRR

21

2211

stspsp RRRRs 21


DESCONOCIDA


DESCONOCIDA


DESCONOCIDA

El número de moles de 1 SCF del condensado separado es obtenido por:

Para un total de la relación gas/aceite, Rs, el número de moles de gas es:


DESCONOCIDA

Calculo de la fracción del total que se produce como gas en la superficie

Para yacimientos de gas, se asume que un volumen de gas en el yacimiento se mantendrá como un gas en condiciones de superficie. Cuando el líquido se separa, el volumen de líquido acumulado se debe convertir en un volumen equivalente de gas, Veq.


DESCONOCIDA

Las moles de gas de yacimiento es:

aceite

aceiteo

aceiteo

gas

R

lbmol

lbM

STB

lb

lbmolscf

STBscf

Rn

4.350

4.379

o

oR M

Rn

4.35000263.0


DESCONOCIDA

La masa del gas de yacimiento en libras es:

STB

cuftcuftlb

lbscf

lb

lb

STBscf

R

m aceite

aceite

aceiteo

asmo

asmo

gasg

R 615.537.62

4.379

29

lg

lg

ogR Rm 4.3500762.0


DESCONOCIDA

La gravedad específica del gas de yacimiento es:

El término representa el volumen

que ocuparía el líquido del tanque si se vaporizara

o

o

oggR

MRs

Rs

133300

4600

o

oM

133330


DESCONOCIDA

Propiedades desconocidas de gas del tanque, para un sistema de 3 etapas.

VeqR

RRR

s

ststgspspgspspgR

22011 4600

o

o

MVeq

133300


DESCONOCIDA

Ejemplo

Un gas húmedo es producido a través de un separador a 300 psia y 75 F y en el tanque a 76F. La gravedad específica del gas en el separador es de 0.679 y Gor es de 69551 SCF/STB, la gravedad específica del gas en el tanques es de 1.283 y el GOR es de 366 SCF/STB. La gravedad del liquido en el tanque es de 55.9 API.

Determine la gravedad específica del gas en el yacimiento.


DESCONOCIDA


DESCONOCIDA

stsp

gststgspsp

gRR

RR

STBscfSTBscfSTBscf

g /)36669551()283.1)(/366()679.0)(/69551(

682.0g

1. Calcular la gravedad específica del gas en superfice.


DESCONOCIDA

9.56084

APIM o

lbmollbM o /68.121

2. Calcular el peso molecular del liquido en el tanque.

9.59.556084

oM


DESCONOCIDA

5.1315.141

APIo

3. Calcular la gravedad específica del liquido en el tanque.

5.1319.555.141

o

755.0o


DESCONOCIDA

4. Calcular ela gravedad específica del gas en el yacimiento.

o

o

oggR

MRs

Rs

133300

4600

68.121)755.0(

133300/69917

)755.0(4600)682.0)(/69917(

STBscf

STBscfgR

723.0gR

TAREA:

Se tiene los siguientes datos para un yacimiento de gas húmedo: Presión inicial del yacimiento, Pi=3200 psia Temperatura del yacimiento, Ty=200 F Porosidad Promedio, Φ=18% Saturación de agua promedio, Sw=30% Tasa de flujo diaria del condensado, Qo=400STB/día Gravedad API del condensado, API=50 Tasa diaria de gas del seperador, Qsep=4.20MMscf/día Gravedad específica del gas en el separdor, γsep=0.65 Tasa diaria de gas en el tanque, Qgst=0.15MMscf/día Gravedad específica del gas en el tanque, γst= 1.05

Basados en 1 acre-ft del volumen de arena, calcule el petróleo inicial condensado, el gas in place y la tasa de flujo diaria de la corriente del pozo en scf/día.


DESCONOCIDA

FACTOR VOLUMETRICO DE FORMACION

𝐵𝑤𝑔=𝑉𝑜𝑙𝑑𝑒𝑔𝑎𝑠𝑒𝑛𝑒𝑙𝑦𝑡𝑜𝑎 𝑃 𝑦𝑇 𝑑𝑒 𝑦𝑡𝑜𝑉𝑜𝑙 𝑑𝑒𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜𝑒𝑛𝑒𝑙𝑡𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒𝑎𝑆𝐶

Es importante calcular el volumen en el yacimiento del gas asociado con las cantidades de gas y liquido en superficie.

COMPOSICIÓN EN SUPERFICIE CONOCIDAS:

Si se dispone de la composicion del gas y del liquido producido y del GOR, la composicion del gas en el yacimiento se puede calcular por recombinacion; tales resultados se pueden usar para calcular el factor volumetrico de formacion. Se debe calcular el volumen de gas en el yacimiento y del liquido en el tanque.


COMPOSICIÓN EN SUPERFICIE CONOCIDAS:

El volumen de gas en el yacimiento se puede calcular usando la ecuacion de estado de un gas real, estos calculos estan basados en 1 lbmol de gas.

La composicion del gas en el yacimiento calculada usando recombinacion se puede utilizar para obtener las propiedades pseudocriticas y con ella el factor de compresibilidad.

El volumen de liquido en el tanque que se condensa durante la produccion de1 lbmol de gas en el yacimiento se pueden calcular de valores que resultan de la recombinacion.


EJEMPLO 3: Continuando con el ejemplo 1, calcular el factor volumétrico de formación a condiciones de yacimiento de 2360 psig y 204°F.

1. se calculan las propiedades pseudocríticas del gas de yacimiento.

COMP FRACCION MOLAR

T. CRITICA P. CRITICA

C1

C2

C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7+

0.8228 0.0952 0.0464 0.0064 0.0096 0.0035 0.0029 0.0029 0.0103

Tcj

342.91 549.50 665.64 734.04 765.20 828.68 845.38 913.18 1068*

yJTcj

282.15 52.31 30.89 4.70 7.35 2.90 2.45 2.65 11.00

396.4ªR

Pcj

666.4 706.5 616.0 527.0 550.6 490.4 488.6 436.9 455.0*

ycjPcj

548.31 67.26 28.58 3.38 5.29 1.72 1.42 1.27 4.69

661.9psia


2. Se determina el factor de compresibilidad, z y se calcula el volumen molar del gas de yacimiento

68.14.396

664 RT

TT

pcpr 59.3

9.661

7.2374

psi

psia

P

PP

pcpr

849.0Z


psia

RRlbmol

cuftpsia

PzRT

VM 7.2374

664*

*732.10*849.0

𝑉𝑚=2.548𝑓𝑡3𝑔𝑎𝑠 𝑦𝑎𝑐

𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙 𝑔𝑎𝑠 𝑦𝑎𝑐

3. Se calcula el volumen del líquido condensado en el tanque de una lbmol de gas en el yacimiento.

El volumen de STO de una lbmol de gas en el yacimiento es:


lbmolSTO

cuftSTO

cuftlblbmol

lbMVmolar

STO

STO 142.211.47

9.100

.lg03014.0

.lg057.71142.2

asyaclbmocuftSTO

lbmolSTOasyaclbmolbmolSTOcuftSTO


3. Se calcula el factor volumétrico de formación.

𝐵𝑤𝑔=𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑑𝑒𝑔𝑎𝑠𝑒𝑛𝑒𝑙𝑦𝑎𝑐𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑑𝑒𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜𝑒𝑛𝑒𝑙𝑡𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒

,(𝑏𝑏𝑙𝑔𝑎𝑠 𝑦𝑎𝑐

𝑆𝑇𝐵)

𝐵𝑤𝑔=2.548 ( 𝑓𝑡3

𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙𝑔𝑎𝑠 𝑦𝑎𝑐)

0.03014 ( 𝑓𝑡 3𝑆𝑇𝑂𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙𝑔𝑎𝑠 𝑦𝑎𝑐 )

𝐵𝑤𝑔=84.5𝑓𝑡3𝑔𝑎𝑠 𝑦𝑎𝑐𝑓𝑡3𝑆𝑇𝑂

El metodo de recombinacion da resultados tan confiables como los resultados de laboratorio si se dispone de valores exactos de composicíon y GOR.

Composición desconocida:

Usualmente la composición y el volumen del gas en el stock-tank no es conocida, por lo tanto podemos usar el volumen equivalente (VEQ) para calcular el factor volumétrico de formación, solo se requiere de la relación gas/aceite del primer separador. El segundo separador y la relación gas/aceite del tanque se ignoran. La correlación incluye estos gases.


Composición desconocida:

El volumen de gas húmedo en pies cúbicos estándar puede ser convertido a condiciones de yacimiento a través del uso de la ecuación:

La masa en lbmol de gas húmedo por barril de liquido a condiciones estandar puede ser calculado así:


Sustituyendo en la ec de gas real, se obtiene:


𝐵𝑤𝑔=𝑉 𝑦𝑎𝑐=𝑍∗ (𝑅𝑠𝑝1+𝑉 𝑒𝑞 )∗𝑅∗𝑇

380.7∗𝑃

𝐵𝑤𝑔=0.0282∗𝑍∗ (𝑅𝑠𝑝1+𝑉 𝑒𝑞 )∗𝑇

𝑃,𝑓𝑡3

𝑆𝑇𝐵

𝐵𝑤𝑔=0.00502∗𝑍∗ (𝑅𝑠𝑝1+𝑉 𝑒𝑞 )∗𝑇

𝑃,𝑏𝑏𝑙𝑆𝑇𝐵

EJEMPLO

Continuando con el ejemplo 3, calcular el factor volumétrico de formación a condiciones de yacimiento de 2360 psig y 204°F.


68.14.396

664 RT

TT

pcpr 59.3

9.661

7.2374

psi

psia

P

PP

pcpr

849.0Z


𝐵𝑤𝑔=0.00502∗𝑍∗ (𝑅𝑠𝑝1+𝑉 𝑒𝑞 )∗𝑇

𝑃,𝑏𝑏𝑙𝑆𝑇𝐵

𝐵𝑤𝑔=0.00502∗0.849∗ (69551+1361.19 )∗664

2360,𝑏𝑏𝑙𝑆𝑇𝐵

𝐵𝑤𝑔=85.033𝑏𝑏𝑙𝑆𝑇𝐵

CONTENIDO DE LÍQUIDOS DEL GAS

Frecuentemente, es factible desde el punto de vista económico, procesar el gas de superficie para remover y licuar los hidrocarburos intermedios. Estos líquidos frecuentemente se llaman productos de planta. Las cantidades de productos líquidos que se pueden obtener usualmente se determinan en galones de líquido por mil pies cúbicos de gas procesado, gal/Mscf, o GPM.


La composición del gas debe ser conocida con el fin de realizar estos cálculos. Las unidades de la fracción molar son lb-mol del componente j por lb-mol de gas. La fracción molar se puede convertir en gal/Mscf de la siguiente manera:

jmollb

jlbM

Mscf

scf

scf

gasmollb

gasmollb

jmollbyGPM jjj

1000

7.380

liqftcu

gal

jlb

liqftcu

oj

481.7

Mscf

galMy

oj

jj

65.19


Mscf

galMyGPMó

oj

jjj

3151.0

Donde oj es la gravedad específica del componente

como un líquido a condiciones estándar. Estos datos están disponibles en las tablas de propiedades físicas, tabla 3.2.


Componente Composición Fracción molar

yi

Peso Molecular

Mj

Gravedad Específica del

líquido

oj

Contenido de Líquido

oj

jj My

3151.0

CO2 0.0167 N2 0.0032 C1 0.7102 C2 0.1574 30.07 0.3562 4.187 C3 0.0751 44.10 0.5070 2.058

i-C4 0.0089 58.12 0.5629 0.290 n-C4 0.0194 58.12 0.5840 0.608 i-C5 0.0034 72.15 0.6247 0.124 n-C5 0.0027 72.15 0.6311 0.097 C6 0.0027 86.18 0.6638 0.110 C7+ 0.0003 103.00 0.7000 0.014

1.0000 7.488 GPM

Determinar la máxima cantidad de líquido que se puede producir a partir de un gas cuya composición se da a continuación:


El recobro completo de estos productos no es factible. Para una planta relativamente simple se utiliza la siguiente regla del dedo gordo para el recobro de líquido: Etano: de 5 a 25 % de recobroPropano: de 80 a 90 % de recobro Butanos: 95 % o más Componentes más pesados: 100%

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