jueves, 15 de agosto de 2013

Factor de Turbulencia de Gas y Coeficiente de flujo No - Darcianao

turbulent2

El flujo no darciano, comúnmente llamado flujo turbulento, ocurre cuando existe alta velocidad en el flujo del gas. El coeficiente inercial o factor de turbulencia, β, es definida por la ecuación de Forchheimer, que para un sistema lineal viene dado por:
image
donde dp/dL es el gradiente de presión fluyente, v la velocidad del fluido (tasa de flujo dividido entre el área de sección transversal, μ la viscosidad del fluido, k la permeabilidad de la formación, ρv2 termino de flujo inercial y β el coeficiente inercial o factor de turbulencia. Este coeficiente inercial, β, tiene una dimensión proporcional a su longitud. La ecuación anterior indica que el gradiente de presión requerido para mantener una tasa de flujo a través de un medio poroso es mayor que el determinado a través de la ecuación de Darcy cuando el términoβρv2 no puede ser despreciado. Reescribiendo la ecuación, tenemos:
image
donde c1 es una constante y el lado derecho de la ecuación dentro de los paréntesis representa en número de Reynolds (radio inercial para fuerzas viscosas). Si el número de Reynolds es cercano a la unidad, la mayor parte del gradiente de presión es resultado del flujo viscoso, y se puede aplicar la ecuación de Darcy. A medida que el número de Reynolds incrementa, las fuerzas inerciales incrementan significativamente, y el flujo de fluidos no puede ser modelado con la ecuación de Darcy. Muchos intentos se han realizado para medir experimentalmente el término β. Usando 355 muestras de areniscas y 29 de limolitas, Jones determinó experimentalmente el término β y desarrollo correlaciones que describen β como una función de la permeabilidad. La siguiente correlación es recomendada para la estimación de β:
image
El componente No Darcy de la ecuación de flujo es importante solo en el área de alta velocidad y alta caída de presión cercana a la vecindad del pozo, así el efecto de flujo No Darciano es generalmente considerado de las ecuaciones de flujo como un elemento adicional del factor Skin que esta dependiente de la tasa de flujo. El factor Skin total, la cual es un valor determinado de los análisis de restauración de presión, es un valor aparente, s’, la cual incluye tanto el factor Skin, s, y el término que representa el efecto de flujo No Darciano, Dqβ es incorporado dentro del término D,
image
donde D es el coeficiente No Darciano, (MPCN/D)-1, μg,wf es la presión dependiente a la viscosidad del gas evaluada a una presión de fondo fluyente, cps, M es el peso molecular del gas, en lbm/lbmol. El coeficiente de flujo No Darciano no es una constante, porque varía en función de la presión. Después de iniciada la producción en un pozo, la relación de velocidad de la región de flujo inicialmente incrementa con el tiempo y pronto se estabiliza. D es inversamente proporcional a la viscosidad del gas evaluada a la Pwf. La viscosidad esta directamente relacionada a la presión, la cual es una función del tiempo. Como ocurre una declinación de presión, la viscosidad igualmente declina, causando un incremento de D. Debido a que D no es una constante, analizar pozos de gas con pruebas de drawdown con métodos desarrollados para flujo de líquido, puede conllevar a resultados erróneos si el flujo No Darciano afecta la respuesta de presión.
Ejemplo. Cálculo del factor de turbulencia y coeficiente de flujo no darciano. Un pozo de gas produce a una tasa de 40.000 MPCN/D. Si suponemos que la turbulencia puede afectar la producción de gas. Calcular β y D con los datos dados a continuación. Para este ejemplo, asumir que la Psc = 14.65 lpca y Tsc = 60°F = 520°R.
  • Qg = 40.000 MPCN/D
  • rw = 0,3 pies
  • Φ = 0.10
  • Pwf = 3.570
  • h = 40 pies
  • k = 57 mD
  • ɣg = 0.85
  • μ = 0,0244 cps
Usar las ecuaciones arriba descritas para la solución del ejemplo.
Resultado: D = 6.13x10-5 D/MPCN.

COMO DIFERENCIAR UN SISTEMA DE GAS CONDENSADO Y UN PETROLEO VOLÁTIL?

image
Una regla de dedo para diferenciar un sistema de gas condensado y un petróleo volátil, de acuerdo a McCain, es citada a continuación:

Las composiciones en laboratorio para sistemas de petróleo volátil tienen entre un 12,5% a 30% de heptano plus. La línea divisoria entre petróleo volátil y gas condensado es de 12,5% mol de heptano plus, la cual se considera bastante definida. Cuando la concentración de heptano plus es mayor a 12,5% mol, el fluido de yacimiento es casi siempre líquido y exhibe un punto de burbuja. Cuando la concentración de heptano plus es menor a 12,5% mol, el fluido de yacimiento es casi siempre gas y exhibe un punto de rocío. Cualquier excepción a esta regla normalmente no cumplen las reglas de dedo con respecto a la gravedad del petróleo y otras características en tanque.

Los datos de esta regla de dedo aparecen graficados por McCain y Bridges (ver Figura 1).
image
Figura 1. Gráfico de diferenciación entre sistemas de gas condensado y    petróleo volátil.

La interpretación de Carlson tiene ligeras diferencias. Si el heptanos plus contenido en una muestra de fluido se encuentra entre 12,5 y 13,5% mol, se puede ir a cualquier dirección, cuando se estudia sistemas agrios. Carlson ha graficado varios sistemas de fluidos agrios que caen cerca de la línea divisoria en la figura previa. Los datos ploteados corresponden al porcentaje mol de heptano plus proveniente de pruebas MDT en sistemas que presentaron punto de rocío y dos provenientes de sistemas que presentaron puntos de burbujeo. Los datos claramente caen fuera de la tendencia (recuadro negro, Figura 1). De acuerdo con Carlson, la regla de dedo no debe ser usada cuando se estudian sistemas de fluidos agrios.

martes, 13 de agosto de 2013

USOS DEL GAS NATURAL EN LA INDUSTRIA PETROQUIMICA

planta de gas natural licuado pisco
El metanolproducido a partir de gas natural, es una importante sustancia química utilizada para producir aditivos de combustible, formaldehído, ácido acético, plásticos, vinilo, textiles y otros productos.
El metanol también se puede convertir en dos: etileno y propileno a través de un proceso conocido como conversión de metanol a olefinas. Etileno y propileno también puede ser producidos directamente a partir del etano, butano y propano separados de otros compuestos de gas natural o denafta producidos a partir de petróleo crudo. El Etileno y el propileno son compuestos relativamente estables que pueden ser transportados por conducciones o buques especiales para las plantas petroquímicas que se convierten en una variedad de materiales como el polietileno, el plástico PVC, resinas, anticongelante, pinturas, componentes de automoción, materiales de empaque, fibras textiles, y un sinnúmero de otros plásticos de especialidad y espumas.
Más del 97% de los fertilizantes sintéticos del mundo se produce a partir de amoníaco producido sintéticamente derivados del gas natural. El proceso requiere temperaturas relativamente altas y presiones, y por lo tanto requiere de energía barata a ser económica. El gas natural, con su precio relativamente barato, proporciona la energía y la materia prima para el proceso.
La industria del acero es el único mayor consumidor industrial de energía, absorbiendo alrededor del 4% de la producción energética mundial. En los países desarrollados, el costo de la energía es entre 15% y el 20% del coste total de la producción de acero. El moderno método de reducción directa del hierro para producir acero directamente elimina el oxígeno al reaccionar el mineral con un gas rico en hidrógeno y CO ricos-producido por catalizar metano derivado del gas natural. Al igual que en la producción de fertilizantes, el gas natural proporciona la energía y la materia prima para el proceso de la
La producción de aluminio requiere grandes cantidades de energía eléctrica, que puede ser generada con gas natural. Los costos de energía representan aproximadamente el 30% a 45% de los costes totales de producción de aluminio.

CALCULO DE RESERVAS DE GAS EN SOLUCIÓN (DISUELTO)

[Gas+en+solución.jpg]
Traducción del Capítulo 25 del Libro de Charles E. Webber – Manual de Exploración de Petróleo.
Las reservas de gas en solución dependen del volumen de petróleo inicial en el reservorio y la amplitud a la cual el petróleo es saturado con gas. Consecuentemente, los cálculos de reservas de gas en solución deben ser seguidos o hechos conjuntamente con los cálculos de reservas de petróleo.
Gas en Solución Recuperable = Existencias de barriles recuperables*Gs*Rg (25-8)
Donde:
Gs = Proporción de la solución original Gas/Petróleo (Volumen de gas el cual será liberado de cada barril de petróleo in situ tal como son producidos como un barril de existencias de petróleo)
Rg = Factor de recuperación expresado como una fracción decimal.
Los barriles de petróleo recuperables son calculados según las fórmulas (25-1), (25-2), y (25-3).
Barriles recuperables de petróleo (bbl) = A*t*F (25-1)
Donde:
A = área del reservorio productor, acres
t = espesor efectivo, pie
F = petróleo recuperable, barriles por acrepié
Donde:
A = área del reservorio productor, acres
t = espesor efectivo, pie
Vo = mayor parte del volumen del reservorio
7,758 = número de barriles en un acre/pié
Ø = porosidad efectiva expresada como fracción decimal
Sw = saturación de agua expresada como fracción decimal
FVF = factor volumen de la formación (relación de petróleo en el lugar de petróleo recuperable en barriles)
Solución original Gas/Petróleo Razón Gs
Este factor debe ser determinado en el laboratorio en una celda PVT de una muestra de petróleo o una muestra sintética recombinada. La muestra de petróleo, pura o combinada, es puesta en la celda. Una válvula es abierta y el petróleo escapa, liberando el gas como lo permita la celda. Los volúmenes de petróleo y gas separados son medidos a condiciones estándar, y su razón en términos de pies cúbicos por barril viene a ser el factor Gs.
En la ausencia de muestras para una investigación de celda PVT, las proporciones reales de campo gas/petróleo puede ser usado como el factor Gs.
Factor de Recuperación Rg para Gas en solución
Este factor de recuperación Rg es estimado utilizando como guía el factor de recuperación previamente seleccionado de la recuperación de petróleo en los cálculos de reservas de petróleo. Algunas veces este factor (Rg) será indicado con R para petróleo, algunas veces más grande, y ocasionalmente menor, dependiendo principalmente de la naturaleza del mecanismo de producción en el reservorio.
La solución del empuje de gas inmediatamente empieza a liberar gas mientras el petróleo es extraído. Esto continúa hasta que el límite de producción es alcanzado. El reservorio agotado todavía contiene petróleo, algunos remanentes de gas en solución y gas libre llenando el espacio de los poros originalmente ocupado por petróleo. Si la presión original del reservorio y la presión punto burbuja de petróleo fuese alta, gran cantidad de gas estuviese originalmente en solución. Una gran parte de ello fue producida con el petróleo, y el resto, que está disuelto en el petróleo u ocupa los espacios, es proporcionalmente menor. En tales reservorios el factor de gas-recuperación es por lo general más alto que para el petróleo. Un menor ajuste ascendente está en orden.
De otra manera, si la presión punto burbuja es baja, poco gas está presente en solución con el petróleo. En abandono mucho de ello puede todavía estar en los espacios vacíos dejados por el petróleo. Las recuperaciones de gas probablemente serán por consiguiente inferiores que para el petróleo.
Como una cuestión práctica estos ajustes en la recuperación de gas del diagrama escogido son difíciles sin una experiencia superior. Para muchos son ignorados.
La expansión del empuje de la capa de gas se comporta diferentemente, dependiendo en gran parte de la magnitud relativa de volumen de gas libre por encima del petróleo in situ. Los mecanismos interiores y redistribución de gas liberado como gas libre son complicados. El geólogo explorador o el ingeniero pocas veces tiene suficiente información (lo cual puede venir solamente de la historia de producción) para predecirlos. Así que por lo general escoge el mismo factor de recuperación para gas (Rg) como lo hace para petróleo (R).
Los reservorios de empuje hidráulico, si no producen rápido, tendrán poca caída de presión. Si la presión no cae por debajo de la presión punto burbuja del petróleo, prácticamente ningún gas es liberado dentro del reservorio.
Cuando el petróleo es agotado, el agua continuará pasando los límites, desviando el petróleo residual, y forzará el gas hacia la producción de los campos. En estas condiciones la recuperación final de gas es más alta que para el petróleo. Un ajuste ascendente está de orden.