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calculos de reservas
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CÁLCULO DE RESERVAS DE YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO Y
GAS CONDENSADO.
CONTENIDO
I. - INTRODUCCIONII .- CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS DE GAS
CONDENSADOIII .- DETERMINACION DE GCOES,GOES Y COESIV .- USO DE LOS METODOS DE PREDICCION DE
YACIMIENTOS DE GAS SECO EN YACIMIENTOS DE GAS HUMEDO Y CONDENSADO POBRE
V .- CALCULO DE RESERVAS VI .- YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON
ZONA DE PETROLEO
1.-INTRODUCCION
La predicción del comportamiento de yacimientos de gas
condensado es muy difícil debido a los cambios de fases que
frecuentemente ocurren en estos yacimientos.
Dependiendo de las características del yacimiento, se
recomienda hacer uso de:
SIMULADORES COMPOSICIONALES (cuando el yacimiento es
grande).
MODELOS ANALITICOS (cuando el yacimiento es pequeño).
MODELOS ANALÍTICOS FRECUENTEMENTE UTILIZADOS EN LA INDUSTRIA PETROLERA:
Método de Declinación de Presión.Predicción en base a pruebas PVT.Balance de materiales composicional (BMC).Correlaciones obtenidas en base a datos de
campo.
2.- CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
Para efectos de predicción, los yacimientos de gas condensado se pueden clasificar de acuerdo a su comportamiento físico en:Yacimientos Subsaturados.Yacimientos Saturados.Yacimientos de Gas Condensado con Condensación
Retrógrada en el Yacimiento.Yacimientos de Gas Condensado sin Condensación
Retrógrada en el Yacimiento.
2.1.- Yacimientos Subsaturados.
Yacimientos cuya presión inicial es mayor que la de rocío (Pi >
P roc).
La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa
Deficiencia de liquido en solución
La composición del gas condensado permanece constante
hasta alcanzar la presión de rocío, lo mismo la relación gas
condensado en superficie.
2.2- Yacimientos Saturados.
La presión inicial es igual a la presión de rocío (Pi = P
roc).
La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa
en equilibrio con una cantidad infinitesimal de liquido.
Formación de liquido (llama condensado retrogrado).
En ningún caso se debe tener Pi < P roc.
2.3- Yacimientos de Gas Condensado con Condensación Retrógrada en el Yacimiento.
Se caracterizan por la formación de condensado
retrogrado.
El rendimiento de liquido producida disminuye con
el tiempo.
2.4.- Yacimientos de Gas Condensado sin Condensación Retrógrada en el Yacimiento.
La presión se mantiene igual o superior a la presión de rocío retrograda
No ocurre condensación retrograda en el yacimiento
La composición de la mezcla de hidrocarburos producida no varia
El rendimiento de liquido en superficie permanece aproximadamente
constante.
Su comportamiento es similar al de los yacimientos de GAS HÚMEDO.
RENDIMIENTO DE LIQUIDO DE VARIOS YACIMIENTOS
3.-DETERMINACION DE GCOES,GOES Y COES
GCOES (Gas Condensado Original En Sitio)GOES (Gas Original En Sitio)COES (Condensado Original En Sitio)
Se pueden determinar haciendo una modificación al método volumétrico utilizando para calcular las reservas de un yacimiento de gas seco.
El volumen de GCOES en [PCN] se puede calcular con la siguiente ecuación
Donde:
A partir de la fracción molar de gas condensado que es
producida en superficie como gas fg, se puede calcular el Goes
de la siguiente ecuación:
)
Donde :
Dividiendo el GOES por la RGC(relación gas condensado,
PCN/BN) se obtiene que COES (condensado original en sitio,BN)
3.1.-RECOMBINACION EN BASE A LA RELACION GAS-CONDENSADO
Recombinando las producciones de gas y condensado en superficie se obtienen
las siguientes expresiones para calcular el peso molecular (Mgc) y la gravedad
especifica (γgc) de gas condensado original en sitio.
Donde:
𝑀𝑔𝑐=0.07636∗𝑅𝐺𝐶∗𝛾𝑔+350∗𝛾𝑐0.002636∗𝑅𝐺𝐶+350∗𝛾𝑐 /𝑀𝑐
BALANCE MOLAR TOTAL:
BALANCE MOLAR POR COMPONENTE:
Donde: = moles de gas condensado = moles de gasNl = moles de liquido fracción molar del componente = fracción molar de gas = fracción molar de liquido
Resolviendo las ecuaciones 6-12 y 6-13 se obtiene.
Donde:
La ecuación final para el calculo de los Zi se obtiene
reemplazando las ecuaciones 6-15,6-18 en la ecuación 6-
14.
conocida la compocicion del gas condensado (Zi) se
puede determinar Zgci (cap. 3,sec 10-1) y Bgci (ec. 6-11).
El gas condensado original en sitio GCOES se calcula por
medio de la ecuación 6-1 .El GOES se obtiene aplicando
la ecuación 6-2 y el COES usando la siguiente ecuación:
USO DE LOS METODOS DE PREDICCION DE YACIMIENTOS DE GAS SECO EN YACIMIENTOS DE GAS HUMEDO Y CONDENSADO POBRE
Los métodos de predicción para yacimientos de gas seco explicados en el cap. anterior
pueden ser utilizados en : • Gas húmedo• Gas condensado sin condensación
retrograda en el yacimiento (p≥P res)• Gas condensado con poca o despreciable
condensación retrograda en el yacimiento (volumen máximo de condensado retrograda ≤ 5%
• Usar el factor de comprensibilidad de gas húmedo o gas condensado en vez del Z del gas seco
• Modificar la produccion de gas Gp para incluir la producción de liquido equivalente en gas . Esto se debe hacer debido a que el liquido producido en superficie(o en la mayor parte de el ) se encuentra yacimientos en fase gaseosa . En este caso el Gp debe incluir la produccion de gas de los separadores (Gp sep) y la produccion de liquido condensado mas agua convertido en gas (Gp equiv, liq.)
Haciendo los
siguientes
cambios:Gp =aGp sep. + Gp equiv. Liq. PCN
Gpequiv. Liq.=132800( Y c/Mc +Yw/Mw*qw),PCN
Donde
Gp sep = gas separado acumulado PCN
Yc y Yw =gravedades especificas del condensado y agua de tanque
Mc y Mw =pesos moleculares del condensado y agua del tanque lbm/lbmol
Qc y qw = tasas de produccion de condensado y agua de tanque , BN/d
La fig. muestra el volumen de gas equivalente a BN de condensado
CALCULO DE RESERVAS YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO VOLUMETRICOS Método de declinación de presión Ecuación básica: Ni-Nr=Np
6.24
Reemplazo 6.24ª 6.27 en la ecu. Ni-Nr=Np
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON ZONA DE PETROLEO
La presión inicial del yacimiento es igual a la presión de rocío
del gas condensado y a la de burbujeo del petróleo (el gas
condensado y el petrolero se encuentran saturados). La mejor
forma de predecir el comportamiento de estos yacimientos es
por medio de simulación composicional teniendo en cuenta los
cambios de fase durante el agotamiento de presión
En Yacimientos pequeños se puede utilizar métodos analíticos de
predicción. Si la zona de petróleo es pequeña en comparación con la
capa de gas condensado se puede despreciar la existencia de la zona
y modelar el yacimiento como si fuera todo de gas condensado. Si
ocurre lo contrario se puede modelar el yacimiento como si fuera un
Yacimiento de Petróleo negro o volátil con capa de Gas Rico (sin
condensación retrograda). En ambos casos se recomienda el uso de
SEUDOPROPIEDADES PVT en la trayeccion.
CONVERSION DE UN YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO CON ZONA DE PETROLEO A UN SEUDO YACIMIENTO DE FLUIDO COMBINADO
SEUDOPROPIEDADES PVT Composición del seudo Gas condensado:La composición del seudo gas condensado se puede obtener a partir de un balance molar del Gas condensado y petróleo.Balance MolarTotal
Ncomb=Ngc+NpePor componente
NcombZi,comb=NpeZi,pe + NgcZi,gc
Npe y Ngc se pueden obtener a partir del volumen de los Fluidos originales en sitio.
RGP del Seudo YacimientoSe puede obtener a partir de un promedio ponderado de las relaciones gas-condensado de la capa y gas-petróleo de la zona.Ponderado molar:
Ponderado volumétrico:
Gravedad API CombinadaLa gravedad API del fluido combinado también se puede obtener de un promedio volumétrico:
Apartir del factor volumétrico del seudo Gas condensado, el cual puede ser obtenido de la composición del mismo de la RGCcomb y de la Gravedad APIcomb se pueden calcular los valores de la GCOES, COES y GOES en el caso que el yacimiento se pueda modelar como de gas condensado.
GCOES`=gas condensado original en sitio del seudo yacimiento, PCN
COES`=condensado original en sitio del seudo yacimiento, BN
GOES`=gas original en sitio del seudo yacimiento, PCN
Bgc`=factor volumétrico del seudo gas condensado, PCY/PCN
Fg`= fracción del seudo gas condensado que seria producido como gas en superficie
Yc`=gravedad especifica del seudo condensado, adim (se obtiene a partir de la gravedad APIcomb)
Mc`=peso molecular del seudo condensado, lbm/lbmol
