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Unidad: Instituto Tecnológico Superior de Coatzacoalcos
Edición Fecha de Edición No. 1 AGO/2015
Departamento: Ingeniería Petrolera
Materia: Propiedades de los Fluidos Petroleros
EXPOSICIÓN, EQUIPO No.2
TEMA: FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL
GAS (Bg).
CARRERA: INGENIERÍA PETROLERA.
SEMESTRE: QUINTO.
Grupo: A
DOCENTE: ING. KARINA SASTRÉ ANTONIO
ELABORADO POR:
1. CICEÑA BRAVO JOSE LUIS 13082401
2. IZQUIERDO MORALES ARANTXA 13081465
3. PEREZ MORENO JOSE ANGEL 13081522
4. TOSCANO ALVAREZ FRIDA MARISA 13081555
5. TRUJILLO PEÑA MELISSA MAYLETT 13081556
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Edición Fecha de Edición No. 1 AGO/2015
Departamento: Ingeniería Petrolera
Materia: Propiedades de los Fluidos Petroleros
Coatzacoalcos Ver, a 01 de Septiembre del 2015
Índice
Introducción............................................................................................................3
Desarrollo del tema................................................................................................4
Aplicaciones.........................................................................................................13
Conclusión............................................................................................................14
Bibliografía............................................................................................................14
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Edición Fecha de Edición No. 1 AGO/2015
Departamento: Ingeniería Petrolera
Materia: Propiedades de los Fluidos Petroleros
Introducción
Con el siguiente trabajo de investigación y aportando más información con la
exposición que se presentara al grupo se tratara abarcar todo lo importante que se
debe saber sobre el factor volumétrico.
El trabajo de investigación que a continuación se presenta, tiene por objetivo
conocer y analizar los factores del tema. Se denota como Bg o βg. Es un factor que
relaciona el numero de barriles de gas que se necesitan en el yacimiento para
producir un pie cubico de gas a condiciones normales. Sabemos que necesitaremos
obtener el factor volumétrico de formación del gas pero necesitamos saber en qué
tipo de yacimiento podremos calcularlo.
Un yacimiento de gas natural se definen por la ubicación de la presión y la
temperatura inicial en un diagrama de presión - temperatura se subdividen en
yacimientos de gas seco, gas humedo y gas condensado. Sabemos que el gas
natural es una energía de origen fósil extraída del subsuelo y considerada como la
más amigable con el medio ambiente. Es necesario conocer este concepto ya que es
un dato que se debe calcular para apoyar las pruebas de PVT que se le realizan a un
yacimiento.
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Desarrollo del tema
Se representa con el símbolo βg, es un factor que relaciona el volumen de gas en
el yacimiento, el cual está a determinadas condiciones de presión y temperatura, con
el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales (P = 14,7
lpca y T = 60°F).
El gas natural es una mezcla homogénea de hidrocarburos, en su mayoría livianos
como el metano y etano y en menores proporciones propano butano y otros
hidrocarburos más pesados. Además contiene impurezas como el H2S, N2, CO2, He
y vapor de agua.
El factor volumétrico de formación del gas, Bg, es un parámetro que relaciona el
volumen que ocupa un gas condiciones de presión y temperatura de yacimiento con
el volumen que ocupa la misma masa de gas en superficie a condiciones estándar
(14,7 psia y 60ºF). Se puede expresar:
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Ecuación 1
Debemos recordar que el comportamiento de los gases está determinado por la
ecuación de estado de los gases. Sin embargo, esta ecuación hace distinción entre
los denominados gases ideales y gases reales. Un gas ideal es aquel modelo en el
cual:
El volumen que ocupan las moléculas es insignificante con respecto al
volumen ocupado por el gas
Se desprecian las fuerzas de atracción y repulsión entre las moléculas o entre
las moléculas y las paredes del recipiente que las contiene, y
Se consideran perfectamente elásticos los choques de las moléculas que lo
componen.
La ecuación de estado para gases ideales se expresa de la siguiente forma:
Ecuación 2
Donde:
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P = presión del gas, psia
V = volumen que ocupa el gas, ft3
n = numero de moles, lbmol
R = constante universal, 10.73 psia*ft3/(lbmol*ºR)
T = temperatura del gas, ºR
Sin embargo a condiciones de yacimiento, como son altas temperaturas y
presiones, esta ecuación no describe correctamente el comportamiento de los gases.
Se dice entonces que el gas tiene un comportamiento real, y hay q considerar las
fuerzas de atracción y repulsión entre moléculas así como el volumen q éstas
ocupan, a diferencia del modelo ideal en el cual eran despreciados. Existen distintas
ecuaciones que introducen factores y parámetros para corregir este comportamiento,
una de las más sencillas es la que utilizan el factor de compresibilidad de los gases
Z.
Ecuación 3
El factor Z es un factor calculado experimentalmente comparando el volumen real
que ocupan n moles de gas a ciertas condiciones de presión y temperatura con el
volumen ideal o teórico que debería ocupar la misma masa de gas a dichas
condiciones; y para cada gas, el factor Z tiene distintos valores al variar las
condiciones de P y T. Sin embargo todos los gases tiene el mismo factor de
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compresibilidad cuando se encuentran a iguales condiciones de presión reducida y
temperatura reducida, por la tanto Z es una función de las propiedades reducidas de
los gases.
Ecuación 4
Ecuación 5
Donde:
P, T: presión y temperatura a la cual queremos determinar Z
Pc, Tc : presión y temperatura crítica del gas puro
Standing y Katz desarrollaron una gráfica que permite determinar el Z a partir de
las propiedades reducidas.
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Ilustración 1
El gas natural es una mezcla de varios componentes gaseosos, por lo cual no se
puede tener valores d propiedades críticas para todas las mezclas existentes; pero
es posible determinar parámetros que describan a la mezcla, considerando sus
componentes y las proporciones de ellos. Hablamos entonces de propiedades
pseudoreducidas y pseudocríticas.
Para el gas natural:
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Ecuación 6
Y entramos a la gráfica de Standing y Katz con las propiedades pseudoreducidas
de la mezcla de gases.
El gas natural está compuesto además de hidrocarburos gaseosos livianos de una
serie de componentes hidrocarburos más pesados y en menores proporciones, por lo
que se ven agrupados y denominados heptano plus (C7 +). Como se trata de otra
mezcla gaseosa particular para cada caso, sus propiedades críticas no son fijas, sino
que dependen de la mezcla, principalmente del peso molecular y de la gravedad
específica. Los siguientes gráficos nos permiten hallar tanto la presión como la
temperatura crítica para el heptano plus.
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Ilustración 2
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Ilustración 3
Debemos tener en cuenta que el gas natural frecuentemente tiene en su
composición una serie de elementos no hidrocarburos o contaminantes, y es
necesario corregir el efecto que éstos tienen en el cálculo de las propiedades
pseudocríticas. La presencia de nitrógeno no afecta sustancialmente el valor de Z,
pero el sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono causan grandes errores que
pueden ser remediados corrigiendo previamente la temperatura y presión
pseudocríticas calculadas antes.
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Ecuación 7
El factor de ajuste de componentes no hidrocarburos є es determinado a partir de
las concentraciones de H2S y CO2 en la mezcla con el gráfico de Wichert y Aziz.
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Ilustración 4
Con todo lo anterior podemos calcular el factor de compresibilidad Z del gas
natural a partir del conocimiento de su composición, a cualquier condición de presión
y temperatura. Entonces, volvamos al cálculo del factor volumétrico de formación Bg
considerando el gas natural como un gas real:
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Ecuación 8
A condiciones de superficie, el factor de compresibilidad es aproximadamente 1, y
son conocidas la presión y temperatura.
Ecuación 9
El comportamiento del FVF de gas Bg, con respecto a la presión en el yacimiento
está expresado en el siguiente gráfico. Nunca tiene el valor de cero, sino que es
asintótico a cero para elevadas presiones.
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Ilustración 5
Aplicaciones
Los análisis PVT son pruebas que se hacen en un laboratorio para determinar
las propiedades de los fluidos que se encuentra en un determinado
yacimiento, modificando la presión, volumen y temperatura. Es por eso que el
factor volumétrico de la formación del gas se realiza para conocer las
propiedades de un fluido.
Nos permite determina la relación de crudo o gas que se puede extraer a
condiciones de yacimiento y el crudo o gas que se extrae a condiciones de
superficie.
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Analizar el comportamiento de un yacimiento.
Calcular el factor volumétrico de formación del gas.
Forma parte de la ecuación de balance de materia (EBM). Por lo tanto puede
determinar las reservas.
Conclusión
Como conclusión esperamos que el trabajo de investigación haya logrado su
objetivo de explicar de forma sencilla pero completa. El factor volumétrico de
formación del gas es la relación del volumen de gas a condiciones de temperatura y
presión del yacimiento, con el volumen de la misma masa de gas en superficie a
condiciones normales (14,7 lpca y 60 ºF).
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Se define como la relación del volumen de una masa de gas a las condiciones del
yacimiento entre el volumen de esa misma masa de gas a condiciones normales.
Para que pueda existir un βg se tiene que estar en presencia de un yacimiento de
gas (existe unicamente gas) o en un yacimiento de petróleo cuya presión es inferior a
la presión de burbuja.
El gas natural es una mezcla homogénea de hidrocarburos, en su mayoría livianos
como el metano y etano, en menores proporciones propano butano y otros
hidrocarburos más pesados. Además contiene impurezas como H 2S ,N2 ,CO2 y vapor
de agua.
Bibliografía McCain, William D. "Properties of Petroleum Fluids". 2nd Edition.
Guia de Ingeniería de Yacimientos I, UCV Ing. Gustavo Prato, Guia de
Ingeniería de Yacimientos II, UCV Ing. Angel Da Silva. Recuperado de:
http://robertyaci.blogspot.mx/
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