Clasificación de yacimientos según el tipo de fluido. Petróleo negro. Consiste de una amplia variedad de especies químicas que incluyen moléculas grandes, pesadas y no volátiles. El punto crítico está localizado hacia la pendiente de la curva. Las líneas (iso-volumétricas o de calidad) están uniformemente espaciadas y tienen un rango de temperatura amplio. Los primeros crudos de este tipo fueron de color negro, de allí su nombre. También se le llama crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario. Estos crudos tienen GOR ≤ 1000 pcs/STB, el cual se incrementa por debajo del punto de burbuja. Bo ≤ 2 y API ≤ 45 y el contenido de C7+ mayor o igual a 30 %, Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 °F. La gravedad decrece lentamente con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento donde vuelve a incrementarse ligeramente. Este crudo es normalmente negro (compuestos pesados) aunque pude ser marrón o verduzco. Petróleo volátil. El rango de temperatura es más pequeño que en petróleo negro. La temperatura crítica, Tcr, es también menor que en crudos negros y está cerca de la temperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR). Las líneas de calidad no están igualmente espaciadas y están desplazadas hacia arriba hacia el punto de burbuja. Una pequeña reducción en presión por debajo del punto de burbuja causa una liberación enorme de gas. Hasta un 50 % de estos crudos puede convertirse en gas en el yacimiento cuando la presión cae unos cientos psi debajo del punto de burbuja. Estos también se llaman crudos de alta encogimiento o crudos cercanos al punto crítico. El punto de división entre crudo volátil y negro es arbitrario, pero se toma como referencia la tolerancia de la EBM. Bo > 2, 1000 < GOR < 8000 scf/STB (Ver. Fig. 1.4.c), 45 < API < 60, C7+ mayor o igual a 12.5 %, la temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica y el gas liberado puede ser del tipo gas condensado. El GOR y La API se incrementan con la producción a medida que la presión cae por debajo de la presión del punto de burbuja. El color es usualmente café
Gas seco. Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja atracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de almacén Está formado principalmente por metano y algunos intermedios. El diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el yacimiento. No hay presencia de líquidos ni en yacimiento ni superficie. Sin embargo, a temperaturas criogénicas, menores de 50 °F, se puede obtener luidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tanto a gas como gases húmedos para determinar gas original in-situ y predecir reservas de gas.
Gas Húmedo • Temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica. • Mayor contenido de componentes intermedios y pesados que los gases secos. • La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento mientras que en superficie penetra en la región bifásica. • El líquido del tanque tiende a ser incoloro. • Gravedad API >60°
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• El contenido de líquido de un gas húmedo es menor de 30BN/MMPCN. • No presenta condensación retrograda durante el agotamiento de presión. • Relación Gas-Petróleo (RGP) entre 60-100MPC/BN.
Gas retrogrado. Estos están constituidos por los fluidos tal que por su expansión isotérmica a la temperatura del reservorio en el mismo que puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un líquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos.
Diagrama de fases de un sistema de gas condensado. Esta grafica de la relación presiónvolumen-temperatura (PVT) indica el comportamiento monofásico fuera de la región bifásica, que está limitada por las líneas correspondientes al punto de burbujeo y al punto de rocío. Todas las líneas de saturación de fase constante (líneas de guiones) convergen en el punto crítico. Los números indican la saturación de la fase de vapor. En un yacimiento de gas condensado, la condición inicial del yacimiento se encuentra en el área monofásica, a la derecha del punto crítico. Conforme declina la presión del yacimiento, el fluidos atraviesa el punto de rocío y una fase liquida se separa del gas. El porcentaje de vapor disminuye, pero puede aumentar nuevamente con la declinación continua dela expresión. La cricondenterma es la temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases. Los separadores de superficie habitualmente operan en condiciones de baja presión y baja temperatura.
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Bibliografía. http://yacimientos-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2009/03/clasificacion-de-los-yacimientosen.html?fb_action_ids=10151297263679163%2C10151297263334163%2C10151297176274163&f b_action_types=og.likes&fb_source=other_multiline&action_object_map=%7B%221015129726367 9163%22%3A10150476104368587%2C%2210151297263334163%22%3A10150583046624692% 2C%2210151297176274163%22%3A10150352656538157%7D&action_type_map=%7B%221015 1297263679163%22%3A%22og.likes%22%2C%2210151297263334163%22%3A%22og.likes%22 %2C%2210151297176274163%22%3A%22og.likes%22%7D&action_ref_map=[] Fundamentos de ingeniería de yacimientos Autor: Freddy Humberto Escobar Macualo, Ph.D. Editorial: Universisad Surcolombiana http://www.unp.edu.pe/facultades/minas/petroleo/Alumn/pyg/YACIMIENTOS%20DE%20GAS.pdf http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish06/spr06/p16_29.pdf
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