Ing. Ana Claudia Saavedra

ESQUEMA GENERAL DE

ACTIVIDADES

PE

TR

ÓL

EO

Eta

pa

Pri

nci

pale

sA

ctiv

idad

es

Sect

or

Eta

pa

Pri

nci

pale

sA

ctiv

idad

es

Se

cto

r

GA

S N

AT

UR

AL

Es una mezcla de hidrocarburos paranínficos livianos

como el metano, etano, propano, iso-butano, n-

butano, iso-pentano, n-pentano, hexanos, heptanos,

octanos, etc. y algunas sustancias contaminantes

como el H2S, CO2, N2, H2O y otros compuestos

presentes en menores cantidades.

La mayor proporción del gas natural es gas

metano, que le da una característica global

gaseosa en condiciones ambientales. Por ello se

conoce como “gas natural”.

Se acumula en yacimientos subterráneos enregiones geológicas conocidas como "cuencassedimentarias de hidrocarburos" .

Puede encontrarse asociado con el crudo a serextraído de un pozo o estar libre o no asociado,cuando se encuentra en un yacimiento de gas.

El gas natural se define de acuerdo con su

composición y sus propiedades fisicoquímicas

que son diferentes en cada yacimiento y su

procesamiento busca enmarcarlo dentro de unos

límites de contenido de componentes bajo una

norma de calidad establecida.

El GN arrastra desde los yacimientos componentes

indeseables como el H2S, CO2 y agua en fase gaseosa, por

lo que recibe el nombre de gas húmedo, amargo e hidratado.

Amargo por los componentes ácidos que contiene.

Húmedo por la presencia de hidrocarburos líquidos.

Hidratado por la presencia de agua que arrastra desde

los yacimientos.

Puede ser utilizado como combustible de

motores o como materia prima para

diversos procesos petroquímicos para la

producción de polímeros, metanol,

fertilizantes, reducción de hierro, etc.

Combustible Fósil.

Incoloro e inodoro.

Gas Liviano, más ligero que el aire.

Su componente fundamental es el Metano (CH4).

Poder calorífico es el doble del gas manufacturado.

Es un Gas Seco.

Menos contaminante comparado con el Gas Licuado.

CLASE COMPONENTE FORMULA

Hidrocarburos Metano

Etano

Propano

i−Butano

n.Butano

i−Pentano

n−Pentano

Ciclopentano

Hexanos y pesados

CH4

C2H6

C3H8

iC4H10

nC4H10

iC4H10

nC4H10

C5H10

Gases inertes Nitrógeno

Helio

Argón

Hidrógeno

Oxígeno

N2

He

Ar

H2

O2

CLASE COMPONENTE FORMULA

Gases ácidosAcido sulfhídrico

Dióxido de carbono

H2S

CO2

Compuestos de azufre

Mercaptanos

Sulfuros

Disulfuros

R−SH

R−S−R

R−S−S−R

Otros Vapor de agua

Agua dulce o salada

COMPONENTES

CO2 H2S N2 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7+

Gas Inerte

Gas ácido

GNL

G.N.

GLP

Gasol.

Natural

LGN

Conden.

Estabiliz

Sulfuro de Hidrogeno H2S

Monóxido de Carbono CO

Dióxido de carbono CO2

Sulfuro de Carbonilo COS

Disulfuro de Carbono CS2

Mercaptanos RSH

Nitrógeno N2

Agua H2O

Oxigeno O2

La composición de una mezcla de gasnatural puede ser expresada tanto enfracción mol, fracción volumen o fracciónpeso de sus componentes, aunque tambiénpuede ser expresada en porciento mol, enporciento volumen o porciento peso.

% molar

Zona Cuisiana (Col) Huila (Col) Oriente Libre (Ven) Guarico Libre (Ven)

CO2 5 0.48 12.5 15.6

N2 0.65 1.35 0.1 0.1

He 0.03 - - -

O2 - - - -

C1 78.32 70.69 76.9 83.5

C2 9.40 9.65 5.8 0.6

C3 3.89 12.20 2.5 0.1

iC4 0.81 1.32 0.5 0.1

nC4 0.99 4.31 0.6 -

iC5 0.34 - 0.3 -

nC5 0.24 - 0.2 -

C6 0.19 - 0.2 -

C7+ 0.14 - 0.4 -

Total 100 100 100 100

GPM 2.00 5.14 1.48 0.058

M 21.27 23.48 22.28 20.57

Componentes % molar

C1 C2 C3 – C6 C7+

Gas seco 90-98 2-3 0.9-1.2 0.4-1.0

Gas natural 70-89 2-20 3-15 0-6

Gas condensado

80-89 3-5 3-5 1-6

Petróleo <80 >5 >5 >6

Ref. Ingeniería de Gas, principios y aplicaciones M. Martínez

GASES ACIDOS

H2S: olor desagradable y es muy tóxico.

Cuando es separado del gas natural mediante el proceso de endulzamiento, es

enviado a plantas recuperadoras de azufre, comercializado en forma líquida para sus

diversos usos industriales

CO2: gas incoloro e inodoro, en concentraciones bajas no es tóxico, en elevadas

puede llegar a producir sofocación.

Se puede licuar fácilmente por compresión, sin embargo, cuando se enfría a P

atmosférica se condensa como sólido en lugar de líquido. Soluble en agua y la

solución resultante es ácida, resultado de formar ácido carbonilo, por ello la propiedad

corrosiva del CO2 en presencia de agua.

Origen del Petróleo y Gas

Esta Teoría concibe la acumulación en el fondo de los

océanos de grandes volúmenes de restos de

microorganismos animales y vegetales, compuesto

fundamentalmente por fitoplancton y zooplancton marinos

provenientes de tres fuentes:

o arrastrados por ríos junto con sedimentos

o aguas de los océanos (planctons)

o del fondo de los océanos

La materia orgánica se depositó en el fondo de los mares,

junto con arenas, sedimentos arcillosos, etc.

Un proceso físico-químico a lo largo de millones de años

constituyeron lo que se llama roca madre.

Origen del Petróleo y Gas

En la roca madre, los restos orgánicos fueron sometidos

a un lento proceso de transformación a altas

condiciones de presión , temperaturas y profundidad,

convirtiéndose en petróleo y gas natural.

En un comienzo las capas sedimentarias se depositaron

en sentido horizontal, debido a los movimientos

orogénicos y debido a cambios violentos variaron su

conformación .

Finalmente el petróleo y gas generado migra a través de

las rocas permeables hasta encontrar una trampa que lo

retiene constituyendo los yacimientos.

Elementos Geológicos Básicos en un Reservorio

Clasificación Geológica de Trampas

Trampa Estructural

Son aquellas formadas por deformación de la corteza terrestre,

las comunes son formadas por plegamientos (anticlinales) y

fallamientos (de falla). Normalmente contienen mas de un

reservorio a distintos niveles y son los primeros en descubrirse

en trabajos de exploración.

Clasificación Geológica de Trampas

Roca

Reservorio

Trampa Estratigráfica

Son aquellas donde el elemento principal que permite su

creación, es alguna variación de la estratigrafía o litología

o de ambas causas en la roca reservorio.

Clasificación por el Tipo de Fluido

• Yacimientos Sub-Saturados

(Petróleo Negro)

• Yacimientos Saturados (Petróleo

Volátil)

• Yacimientos de Gas Condensado

• Yacimiento de Gas Retrógrado

• Yacimiento de Gas Seco

T

•

Dos fasesGas

Punto critico

Liquido

P

90 %

80 %

Zona

retrograda

100 %

a

b

c

d

e

f

Cri

co

nd

en

term

ico

Cricondenbarico

Diagrama de Fases de Mezclas Hidrocarburíferas

T

PGas

condensadoPetróleo liviano

Petróleo negro

•

•••

Gas seco

Clasificación por el Tipo de Fluido

Roca Reservorio Saturada con Petróleo y Agua

Roca

Reservorio

Régimen de Presión en el Reservorio

z = Profundidad (ft)

p=Presión (psia)

FP GP

Presión de Formación (OP)Presión

hidrostática

Sobre-Presión Sub-

Presión

14,73

FP=Presión de fluidoGP=Presión de granos Pformación = Pfluido + Pgranos rocosos

Pformación ≈ 22,6 kPa/m = 1 Psi/ft

Régimen de Presión en el Reservorio

Gradientes de Presión en las

Zonas Acuífera, Petrolífera y

Gasífera

(dp/dz)w = ρw g = 0,5 (Psi/ft)

(dp/dz)o = ρo g = 0,35 (Psi/ft)

(dp/dz)g = ρg g = 0,08 (Psi/ft)

Gas (G)

Petróleo (O)

Agua (W)

z

Contacto

Agua-Petróleo (OWC)

Contacto

Gas-Petróleo (GOC)

Tope de

Estructura

Reservorios

Características de las Rocas

Reservorio

Permeabilidad (k) Porosidad ()

CAPACIDAD DE

FLUJO

CAPACIDAD DE

ALMACENAMIENTO

Porosidad

Es la capacidad que tiene una roca de contener fluidos.

Para que un yacimiento sea atractivo comercialmente,

deberá tener una porosidad suficiente para almacenar un

volumen apreciable de hidrocarburos.

La porosidad puede expresarse en porcentaje y se define

como:

%100totalVolumen

vacioVolumen

Porosidad

Porosidad Total:

Es la porosidad asociado al volumen poral

intercomunicado y no comunicado que presenta la roca.

Porosidad Efectiva:

Es el espacio poroso intercomunicado, está relacionada

con la conductividad de fluidos. La porosidad efectiva es 5

a 10 % menor que la porosidad total.

Porosidad ()

Rango de Porosidad

Efectiva (%)

Calificación

0 a 5 Despreciable

5 a 10 Pobre

10 a 15 Regular

> 15 Excelente

Porosidad Total y Efectiva

Porosidad Total 32%

Isolado (no efectiva)

Porosidad 5%

Conectado (efectiva)

Porosidad 27%

Grano

Porosidad Promedio en Formaciones Heterogéneas

o Porosidad promedio aritmética

o Porosidad promedio vertical

o Porosidad promedio superficial

o Porosidad promedio volumétrica

Donde:

hi = Espesor de formación

i = Porosidad efectiva de formación

Ai = Area superficial de formación

Permeabilidad (k)

q ,

P1

P2A=Área de flujo

L

Representa la capacidad del medio poroso a conducir fluidos a través

de sus intersticios. La unidad de permeabilidad fue definida por API en

1935, como Darcy.

Así : 0,001 Darcy equivale a un millidarcy.

La permeabilidad K es definida por la Ecuación de Darcy:

Donde:

q=Flujo volumétrco (cm3/s)

A= Sección transversal ( cm2)

= Viscosidad del Fluido (centipoises)

(-dP/dL) = Caida de presión por unidad de longitud,

(atm/cm)

K= Permeabilidad (Darcys)

(q/A) = (K/) (-dP/dL) Ec.(1)

Permeabilidad

Permeabilidad efectiva: Es la permeabilidad de la roca

al paso de un fluido en particular en presencia de otros. La

permeabilidad efectiva es siempre menor que la absoluta.

Permeabilidad absoluta: Es la permeabilidad que una

roca presenta a un fluido, donde la roca se encuentra

saturada a un 100 % con ese fluido.

Permeabilidad relativa: Es la razón de la permeabilidad

efectiva y absoluta, se presenta en el flujo multifásico.

Permeabilidad

Rango de Permeabilidad

(mDarcys)Calificación

1 a 15 Pobre a regular

15 a 50 Moderadamente buena

50 a 1000 Muy buena

> 1000 Excelente

Saturación de Fluidos (S)

Representa la fracción de volumen ocupado por un fluido en el

volumen poral efectivo de la roca reservorio.

EfectivoPoralVolumen

EfectivoPoralVolumenelenPetróleodeVolumenSo

EfectivoPoralVolumen

EfectivoPoralVolumenelenNaturalGasdeVolumenS g

EfectivoPoralVolumen

EfectivoPoralVolumenelenAguadeVolumenSw

wgo SSS 1

Saturación Promedio de Fluidos (S)

Donde:

So = Saturación Promedio de Petróleo en el Reservorio

Sg = Saturación Promedio de Gas en el Reservorio

Sw = Saturación Promedio de Agua en el Reservorio

Soi = Saturación Promedio de Petróleo en la formación

Sgi = Saturación Promedio de Gas en la formación

Swi = Saturación Promedio de Agua en la formación

hi = Espesor de formación

i = Porosidad efectiva de formación