Clasificación de los yacimientos en base a los hidrocarburos que contienen
Los parámetros que se consideran de utilidad en esta clasificación pueden dividirse en dos grupos: 1. Aquellos que se miden en el campo durante las pruebas de producción: presión temperatura, relación gas-petróleo, gravedad API y color liquido del tanque, entre otros. 2. Aquellos que se obtienen en el laboratorio usando muestras representativas del yacimiento y simulando el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento de presión. Dependiendo del estado en que se encuentre inicialmente la mezcla de hidrocarburos en el yacimiento en forma general, se pueden clasificar en yacimientos de gas y yacimientos de líquido o petróleo. Los yacimientos de gas: Si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura critica del fluido del yacimiento, es considerado yacimiento de gas y se subdivide en:
Gas Seco Gas Húmedo Gas Condensado
Yacimientos de petróleo: la temperatura del yacimiento es menor que la temperatura critica del fluido del yacimiento, es considerado yacimiento de gas y se subdivide en
Petróleo Volátil( Alto Encogimiento) Petróleo Negro (Bajo Encogimiento)
En la industria petrolera la razón gas- petróleo junto con la gravedad del petróleo en condiciones del tanque, constituyen las propiedades mas importantes de los yacimientos de hidrocarburos para clasificarlos en yacimientos de petróleo y yacimientos de gas. Los primeros contienen de cero a unos pocos de miles de pies cúbicos de gas disuelto por barril de crudo. Los de gas pueden contener un barril de petróleo vaporizado desde 5000 hasta 100000
pie3 de gas.
Yacimientos de Gas: Una mezcla de hidrocarburos que se encuentre en estado gaseoso en el yacimiento se clasifica en, gas seco, gas húmedo y gas condensado o retrogrado, dependiendo de los diagramas de fase y condiciones del yacimiento. Yacimientos de Gas Seco:
La palabra seco en un gas seco indica que el gas no contiene suficiente moléculas para formar hidrocarburos líquidos en la superficie. Contienen principalmente metano con pequeñas cantidades de pentano y componentes más pesados. Debido al alto contenido de componentes volátiles que posee, la condensación del líquido solo se alcanza a temperaturas bajo 0° F. La relación gas-petróleo de este tipo de yacimientos es de 100.000 PCN/BN. Diagrama de fases para un yacimiento de gas seco
En este diagrama de fases para gas seco, al ubicarnos en el punto A, se observa que la temperatura del yacimiento es mayor a la temperatura cricondentermica y la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en fase gaseosa, y si se sigue la línea isotérmica AB se observa que tanto en condiciones de yacimiento durante la etapa de explotación como en condiciones de superficie, en el separador el sistema se encuentra en estado gaseoso, fuera de la línea envolvente, es decir, no se cruza la región de dos fases y por lo tanto solo se obtendrá gas. Como ya se había acotado, la temperatura del yacimiento es mayor que el punto cricondentermico al igual que la temperatura de superficie en el separador, y por esta razón no se condensaran hidrocarburos líquidos en el sistema.
Yacimiento de Gas Húmedo:
Los gases húmedos se caracterizan por un mayor contenido de componentes intermedios y pesados que los gases secos. Los gases húmedos difieren de los gases condensados en lo siguiente:
No ocurre condensación retrograda durante el agotamiento de presión. Tiene menor cantidad de componentes pesados. La cantidad de líquido condensado en el separador es menor.
El término “Húmedo” proviene de que a las condiciones de separación en superficie la mezcla cae en la región de dos fases generando relaciones gas-petróleo mayores que 15000PCN/BN. El liquido del tanque tiende a ser incoloro con gravedad API>60° y esta no cambia durante la vida del yacimiento. El contenido líquido del gas húmedo regularmente es menor de 30 BN/MMPCN. Diagrama de fases para un yacimiento de gas húmedo.
Comparándolo con el diagrama de fases de un yacimiento de gas seco la región de dos fases o la envolvente es algo más extensa que la del gas seco y el punto crítico se encuentra a una temperatura mucho mayor. A Condiciones iníciales de yacimiento (Punto A) la temperatura del yacimiento excede al punto cricondentermico. Durante la explotación del yacimiento la temperatura permanece constante, por lo tanto, el fluido en el yacimiento permanecerá en estado gaseoso a medida que la presión disminuye ( Línea AB). Pero, de la tubería de producción a los separadores en superficie, el fluido entrara en la región de dos fases, a causa de la disminución de presión y temperatura (Línea A-
Separador) y por lo tanto, se formara o condensara una fase liquida a medida que el fluido es transportado hasta el separador. Yacimiento de Gas Condensado: Primero se debe conocer que es condensación retrograda: es la formación de liquido mediante un proceso isotérmico con disminución de presión o un proceso isobárico aumentando la temperatura, se llama condensación retrograda porque generalmente durante una dilatación isotérmica ocurre vaporización en vez de condensación. Un Gas condensado es un gas con liquido disuelto, producen líquidos de color claro o sin color en la superficie, con gravedades API>50° y Relación gas- petróleo de 8000 a 70000PCN/BN, usualmente se encuentra a profundidades mayores de 5000 pies. Entre algunas de las características se encuentran
La composición de la mezcla de hidrocarburos de un yacimiento de gas condensado todavía predomina el metano ( <60%) como en el caso de los yacimientos de gas seco y húmedo, aunque la cantidad relativa de hidrocarburos pesados es mayor. La mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío. La temperatura crítica es más baja que la temperatura del yacimiento, la presión inicial está por encima del punto superior de rocío, así que el fluido inicialmente existe en el yacimiento en forma de vapor. Sin embargo, debido a que la línea isotérmica corta la región de dos fases, ocurrirá la condensación retrograda en el yacimiento si la presión decae por debajo de la del punto superior de rocío. Un gas condensado presenta condensación retrograda isotérmicamente en un rango de temperaturas de 200°- 400°F y presiones de 3000-8000lpc normales en yacimientos.
Diagrama de fases de Yacimientos de Gas condensado
La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura critica y la cricondentermica del sistema, y la presión inicialmente está por encima de la presión de rocío del yacimiento. El gas denso en un yacimiento de condensado contiene liquido disuelto en cantidades que dependen de las condiciones de deposición de la presión y temperatura del yacimiento. A medida que la presión decrece ( Punto A al A’) la composición de la mezcla de hidrocarburos en el yacimiento permanecerá constante hasta alcanzar la presión de rocío. Mientras que la presión sigue cayendo durante el proceso de explotación, ocurre la condensación retrograda. Cuando alcanza e punto B en la curva de punto de rocío, comienza a formarse liquido y su cantidad se incrementara a medida que la presión del yacimiento disminuye del punto A’ al B. Cuando en un yacimiento de gas condensado se produce una reducción isotérmica de la presión y se cruza la curva de rocío, se entra en la región de dos fases ocurriendo la condensación retrograda de las fracciones pesadas e intermedias. Estas fracciones se depositan como liquido en los canales porosos más pequeños de la roca, los hidrocarburos así depositados no logran fluir hacia los pozos. El efecto dañino de permitir la condensación retrograda es que lo que se deposita son las fracciones más pesadas de la mezcla y por lo tanto, no solo se pierde la parte de mayor valor en el yacimiento, si no que el fluido que se continua extrayendo se empobrece en tales fracciones. Si las condiciones originales de presión y temperatura del yacimiento se encuentran dentro de la envolvente ( en el punto D) se habla con yacimientos con capa de gas, originalmente existe liquido( petróleo) en equilibrio con una capa primera de gas en la parte superior o alta de la estructura geológica del yacimiento. El gas se encontrara en el punto de rocío y el petróleo en el punto de burbujeo.
Diagrama de fases de yacimientos con capa gas
