Presentación 1. Gas Natural EN BOLIVIA.pdf

GAS NUTURAL-dESCRIPCION BREEVE DEL MISMO

1. Ing. Ana Claudia Saavedra

2. ESQUEMA GENERAL DE
ACTIVIDADES
PETRÓLEO PETRÓLEO
Etapa
Principales
Actividades
Sector Etapa
Principales
Actividades
Sector
GAS NATURAL GAS NATURAL

3. Es una mezcla de hidrocarburos parafínicos
livianos como el metano, etano, propano, iso-
butano, n-butano, iso-pentano, n-pentano,
hexanos, heptanos, octanos, etc. y algunas
sustancias contaminantes como el H
2
S, CO
2
,N
2
,
H
2
O y otros compuestos presentes en menores
cantidades.

4. La mayor proporción del gas natural es gas
metano, que le da una característica global
gaseosa en condiciones ambientales. Por ello
seconocecomo“gasnatural”.

5. Se acumula en yacimientos subterráneos en
regiones geológicas conocidas como "cuencas
sedimentariasdehidrocarburos".
Puede encontrarse asociado con el crudo a ser
extraído de un pozo o estar libre o no
asociado, cuando se encuentra en un
yacimiento degas.

7. 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
decalidadestablecida.

8. El GN arrastra desde los yacimientos componentes
indeseables como el H
2
S, CO
2
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.

9. Puedeserutilizadocomocombustible
de motores o como materia prima
paradiversosprocesospetroquímicos
para la producción de polímeros,
metanol, fertilizantes, reducción de
hierro,etc.

10. 
Combustible Fósil.

Incoloro e inodoro.

Gas Liviano, más ligero que el aire.

Su componente fundamental es el Metano (CH
4
).

Poder calorífico es el doble del gas manufacturado.

Es un Gas Seco.

Menos contaminante comparado con el Gas Licuado.

11. CLASE COMPONENTE FORMULA
Hidrocarburos Metano 
Etano 
Propano 
i−Butano 
n.Butano
i−Pentano 
n−Pentano 
Ciclopentano
Hexanos y pesados
CH
4
C
2
H
6
C
3
H
8
iC
4
H
10
nC
4
H
10
iC
4
H
10
nC
4
H
10
C
5
H
10
Gases inertes Nitrógeno 
Helio 
Argón 
Hidrógeno 
Oxígeno
N
2
He
Ar
H
2
O
2

12. CLASE COMPONENTE FORMULA
Gases ácidos
Acido sulfhídrico
Dióxido de carbono
H
2
S
CO
2
Compuestos de azufre
Mercaptanos 
Sulfuros
Disulfuros
R−SH
R−S−R
R−S−S−R
Otros 
Vapor de agua
Agua dulce o salada

13. COMPONENTES
CO
2
H
2
SN
2
C
1
C
2
C
3
iC
4
nC
4
iC
5
nC
5
C
6
C
7
+
Gas
Inerte
Gas
ácido
GNL
G.N.
GLP
Gasol.
Natural
LGN
Conden.
Estabiliz

14. 
Sulfuro de Hidrogeno H
2
S

Monóxido de Carbono CO

Dióxido de carbono CO
2

Sulfuro de Carbonilo COS

Disulfuro de Carbono CS
2

Mercaptanos RSH

Nitrógeno N
2

Agua H
2
O

Oxigeno O
2

15. La composición de una mezcla de gas
natural puede ser expresada tanto en
fracciónmol,fracciónvolumenofracción
peso de sus componentes, aunque
también puede ser expresada en
porciento mol, en porciento volumen o
porcientopeso.

16. % molar
Zona Cuisiana (Col) Huila (Col) Oriente Libre (Ven) Guarico Libre (Ven)
CO
2
5 0.48 12.5 15.6
N
2
0.65 1.35 0.1 0.1
He 0.03 - - -
O
2
-- - -
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 -
nC50.24- 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

17. Componentes % molar
C
1
C
2
C
3
–C
6
C
7
+
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

18. GASES ACIDOS

H
2
S: 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

CO
2
: 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 CO
2
en presencia de agua.

21. 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:
oarrastrados por ríos junto con sedimentos
oaguas de los océanos (planctons)
odel 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.

22. 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.

23. Elementos Geológicos Básicos en un Reservorio

24. 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.

25. 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.

26. 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

27. T
•
Dos fases
Gas
Punto critico
Liquido
P
90 %
80 %
Zona
retrograda
100 %
a
b
c
d
e
f
Cricondentermico
Cricondenbarico
Diagrama de Fases de Mezclas Hidrocarburíferas

28. T
P
Gas
condensado
Petróleo liviano
Petróleo negro
•
•
•
•Gas seco
Clasificación por el Tipo de Fluido

29. Roca Reservorio Saturada con Petróleo y Agua
Roca
Reservorio

30. 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 fluido
GP=Presión de granos
P
formación
= P
fluido
+ P
granos
rocosos
P
formación
≈22,6 kPa/m = 1 Psi/ft

31. Régimen de Presión en el Reservorio
Gradientes de Presión en las
Zonas Acuífera, Petrolífera y
Gasífera
(dp/dz)
w
= ρ
w
g = 0,5 (Psi/ft)
(dp/dz)
o
= ρ
o
g = 0,35 (Psi/ft)
(dp/dz)
g
= ρ
g
g = 0,08 (Psi/ft)
Gas (G)
Petróleo (O)
Agua (W)
z
Contacto
Agua-Petróleo (OWC)
Contacto
Gas-Petróleo (GOC)
Tope de
Estructura
Reservorios

32. Características de las Rocas
Reservorio
Permeabilidad (k)
Porosidad ()
CAPACIDAD DE
FLUJO
CAPACIDAD DE
ALMACENAMIENTO

33. 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:
% 100  
total Volumen
vacio Volumen


34. 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.

35. Porosidad ()
Rango de Porosidad
Efectiva (%)
Calificación
0 a 5 Despreciable
5 a 10 Pobre
10 a 15 Regular
> 15 Excelente

36. Porosidad Total y Efectiva
Porosidad Total 32%
Isolado (no efectiva)
Porosidad 5%
Conectado (efectiva)
Porosidad 27%
Grano

37. Porosidad Promedio en Formaciones Heterogéneas
oPorosidad promedio aritmética
oPorosidad promedio vertical
oPorosidad promedio superficial
oPorosidad promedio volumétrica Donde:
h
i
= Espesor de formación

i
= Porosidad efectiva de formación
A
i
= Area superficial de formación

38. Permeabilidad (k)
q , 
P1
P2
A=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)

39. 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
unarocapresentaaunfluido,dondelarocase
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.

40. Permeabilidad
Rango de Permeabilidad
(mDarcys)
Calificación
1 a 15 Pobre a regular
15 a 50 Moderadamente buena
50 a 1000 Muy buena
> 1000 Excelente

41. Saturación de Fluidos (S)
Representa la fracción de volumen ocupado por un fluido en
el volumen poral efectivo de la roca reservorio.
Efectivo Poral Volumen
Efectivo Poral Volumen el en Petróleo de Volumen
S
o

Efectivo Poral Volumen
Efectivo Poral Volumen el en Natural Gas de Volumen
S
g

Efectivo Poral Volumen
Efectivo Poral Volumen el en Agua de Volumen
S
w

w g o
S S S



1

42. Saturación Promedio de Fluidos (S) Donde:
S
o
= Saturación Promedio de Petróleo en el Reservorio
S
g
= Saturación Promedio de Gas en el Reservorio
S
w
= Saturación Promedio de Agua en el Reservorio
S
oi
= Saturación Promedio de Petróleo en la formación
S
gi
= Saturación Promedio de Gas en la formación
S
wi
= Saturación Promedio de Agua en la formación
h
i
= Espesor de formación

i
= Porosidad efectiva de formación