ESTIMACION DE RESERVAS DE LIQUIDOS DE GAS NATURAL
El gas natural es capaz de rendir dos generalizados pero estrechamente relacionados tipos de líquidos de gas. El primer tipo de líquidos es aquel que no es separado del gas de pasada a través del separador ordinario de campo pero los cuales deben de ser recuperados por refrigeración, compresión, o stripping en una planta procesadora de gas natural. Así, estos líquidos de gas obtenidos son normalmente esperados como gasolina natural y gas licuado de petróleo. El otro tipo de líquidos separados del gas por voluntad propia (condensación retrógrada) es pasando a través del separador ordinario donde la presión y temperatura son naturalmente reducidas durante el curso de producción. Este tipo de líquido, denominado gas-condensado es más pesado que la gasolina natural y se parece a un petróleo crudo muy volátil En color puede que varíe de agua blanca a ámbar. Los gases que rinden un alto volumen de líquido, por lo que es gasolina natural y gas licuado de petróleo o condensado, es llamado “gas rico” o “pesado”. El gas que rinde poco o no rinde líquidos de ningún tipo es referido como “clean” o “seco”.
Durante las primeras etapas del desarrollo del campo, las reservas estimadas de líquidos de gas del primer tipo, vienen siendo aquellas que incluyen gasolina natural y gas licuado de petróleo, no están normalmente hechas. Sin embargo, algunas veces un gas será tan rico que evidentemente sería mejor procesarlo para recuperación de gasolina natural y gas licuado de petróleo. En esos casos el gas líquido contenido es determinado mediante el cálculo de volumen de propano, butano, pentano, e hidrocarburos más pesados de un análisis de gas natural. Este cálculo es muy simple y simplemente implica la suma de los cocientes obtenidos de dividir el porcentaje de masa o volumen por cada uno de los componentes del gas (propano, butano, etc) según el factor “pies cúbicos de vapor por galón de líquido” (NGAA, 1957) para aquel componente particular lo cual es hecho frecuentemente en el laboratorio. Ejemplo:
La mayoría de las veces, el volumen de producción excede al volumen de agua invadida existente, por lo tanto la presión del reservorio va caer durante la vida de producción y los líquidos van a condensarse en los espacios porosos del reservorio, algunos de los cuales permanecerán siempre. En estos reservorios el factor de recuperación será menor que el factor de recuperación para los gases. Como una amplia declaración general, la magnitud de estas perdidas de líquidos debido a que la condensación retrogrado en el reservorio es dependiente sobre la proporción inicial gas/liquido y la reducción anticipada de la baja presión de abandono.
FIGURA 25-4. Factor de recuperación Rc barriles condensados vs. Producción inicial gas/razón condensado.
El Gas-condensado normalmente se determina experimentalmente por mediciones de acumulaciones de líquidos condensados lo cual es producido con alguna medición de volumen de gas. Esta gráfica es la proporción inicial del gas/condensado. En una prueba de conducción de campo a gran escala de flujo de gas/condensado, es importante que en el pozo fluya por mucho tiempo antes de las pruebas para asegurar que los fluidos de perforación han sido limpiados del pozo y para que las condiciones del flujo se estabilicen. Esto usualmente toma un mínimo de 24 horas para un rápido radio de flujo razonable. La proporción inicial de gas/condensado, multiplicada por el volumen calculado de gas natural que esta en el reservorio, nos da el condensado in situ. La formula (25-7) seria aplicada para este tipo de cálculos excepto para el factor de recuperación R mostrado para el gas que seria reemplazado por el factor de recuperación Rc del condensado de la figura 25.4.
