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Yacimientos de petróleo
ALUMNO: ALAN CUNO VALERIANO
INTRODUCCION
Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado líquido, en condiciones de yacimiento, comúnmente se conoce como petróleo crudo. Este a su vez, se subclasifica en dos tipos según el líquido producido en la superficie: Petróleo Crudo de Baja Merma o Petróleo Negro y Petróleo Volátil o de Alta Merma, también llamadosCuasicríticos
Petróleo Crudo de Baja Merma o Petróleo Negro
Un petróleo crudo de baja merma o petróleo negro generalmente produce en la superficie una razón gas-petróleo de 2000 PCN/BN o menos. La palabra "negro" no es quizás la más apropiada, ya que el petróleo producido no siempre es negro, sino que varía en la gama de negro, gris y parduzco. en general de colores oscuros, con una gravedad menor de 45 ºAPI. El factor volumétrico del petróleo inicial en la formación es de 2 BY/BN o menor. La composición determinada en el laboratorio muestra la presencia de componentes mayores que el heptano en un 30%, lo cual indica la gran cantidad de hidrocarburos pesados en este tipo de petróleos. El diagrama de fase de un petróleo negro se presenta en la Figura Nº 12, en la cual se observa lo siguiente:
La temperatura crítica del crudo es mayor que la temperatura del yacimiento.
La línea vertical AC es la reducción isotérmica de la presión del yacimiento a medida que el petróleo es producido.
En el punto A el petróleo no está saturado con gas, es decir, el fluido en el yacimiento se encuentra en estado líquido. Los yacimientos en esta región (cuando la presión del yacimiento es mayor que la presión de burbujeo del crudo) se denominan Yacimientos Subsaturados o No Saturados.
La región de dos fases cubre un amplio intervalo de presión y temperatura.
Debido a la baja compresibilidad de los líquidos del yacimiento, la presión disminuye rápidamente con la producción, alcanzándose el punto de burbujeo A' en el cual el petróleo está saturado con gas, es decir, aparece la primera burbuja de gas y contiene gas disuelto. Si las condiciones iniciales de presión y temperatura corresponden al punto de burbuja, el yacimiento se llama Yacimiento Saturado. La palabra saturado se usa para indicar que el petróleo contiene tan alta cantidad de gas disuelto como el pueda contener y una reducción en la presión originará la formación de una fase gaseosa.
A medida que continua la reducción de la presión ( hacia el punto B) se forma la fase de gas y, entonces, coexisten en el yacimiento las dos fases : líquida y gas.
Diagrama de fase típico de un Petróleo Negro o de Baja Merma
Petróleo Crudo de Alta Merma o Volátil
Los petróleos volátiles o Cuasicríticos son fluidos muy livianos que se presentan en estado líquido en el yacimiento, puesto que la temperatura de éste es muy cercana a la temperatura crítica del fluido. estos petróleo exhiben un alto grado de merma, que por lo general alcanza un 40% del espacio poroso disponible para hidrocarburos para una reducción pe presión de sólo 10 lpc. Este fenómeno se comprende fácilmente a partir del diagrama de fases que se muestra en la Figura Nº 13. Se observa que las líneas de calidad cercanas al punto crítico y a la temperatura de yacimiento se encuentran muy juntas y casi paralelas a los puntos de burbujas.La línea AA' representa la reducción isotérmica de la presión hasta el punto de burbujeo. Cualquier disminución de la presión por debajo de ese punto cortará rápidamente la línea de calidad de 75% indicando el alto grado de merma de estos crudos Los petróleos volátiles o de alta merma contienen menos moléculas pesadas que los de baja merma, y son crudos de colores verdosos hasta anaranjados oscuros, con gravedad API de 45º o mayores, y razones gas-petróleo entre 2000-8000 PCN/BN
Yacimientos de Gas
Yacimientos de Gas
Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado gaseoso en el yacimiento se clasifica en Gas Condensado o Retrógrado, Gas Húmedo y Gas Seco, dependiendo de sus diagramas de fases y condiciones del yacimiento
Gas condensado o Retrógrado
Los yacimientos de gas condensado producen líquidos de color claro o sin color en la superficie, con gravedades API por encima de los 50º y RGP de 8000 a 70000 PCN/BN. El gas condensado contiene más componentes pesados que el gas húmedo y usualmente se encuentra a profundidades mayores de 5000 pies. Un diagrama de fases típico de gas condensado se presenta en la Figura Nº 14, en la cual las condiciones del yacimiento se indican con la línea AE.A medida que el petróleo se remueve desde el yacimiento, la presión y la temperatura del fluido decrecen gradualmente hasta alcanzar las condiciones del separador en la superficie, lo cual se representa siguiendo la línea A'-Separador. Si estas condiciones son bastante cercanas a la curva de burbujeo aproximadamente el 85% de petróleo producido permanece como líquido en condiciones de superficie. El remanente de los hidrocarburos es producido como gas.
Retrógrado
Gas HúmedoUn gas húmedo normalmente contiene componentes de hidrocarburos mas pesados que los gases secos. En la Figura Nº 16 se muestra un diagrama de fase típico donde se observa lo siguiente: la región de las dos fases (área interior a la curva envolvente) es algo más extensa que la correspondiente al gas seco y el punto crítico se encuentra a una temperatura mucho mayor.La temperatura del yacimiento (en condiciones iniciales , el punto A) excede al punto cricondentérmico, de modo que en este caso, durante la explotación (reducción de presión siguiendo la línea isotérmica AB), el fluido en el yacimiento siempre permanecerá en estado de gas como una sola fase.
Gas Húmedo
Las condiciones de presión y temperatura en la superficie (separador) se encuentra en la región de las dos fases, de modo que una fase líquida se formará o condensará a medida que el fluido es transportado hasta el separador, siguiendo el comportamiento señalado con la línea A- Separador.La palabra húmedo en la expresión gas húmedo no significa que el gas es mojado por agua, sino que el gas contiene algunas moléculas de hidrocarburos más pesados que, en condiciones de superficie, forman una fase líquida. Entre los productos líquidos producidos en esta separación se tienen el butano y el propano.Los gases húmedos se caracterizan por RGP en la superficie entre 60000-100000 PCN/BN, asociados con petróleos usualmente con gravedad mayor a 60 º API.
Diagrama de fase típico de un Gas Húmedo
Gas Seco
Cuando se produce con una relación gas-petróleo mucho mayor que 100000 PCN/BN, al fluido se le denomina, comúnmente, gas seco o gas natural. Este consiste, fundamentalmente de metano con poca cantidad de etano y posiblemente, muy pequeños porcentajes de otros componentes de hidrocarburos más pesados. También puede contener vapor de agua, que se condensará cuando las condiciones lo determinen. Un diagrama de fase típico de gas seco se presenta en la Figura Nº 17.
Gas Seco
En esta figura se observa: Tanto en condiciones de yacimiento durante la
etapa de explotación (línea isotérmica AB) como en condiciones de superficie, en el separador el sistema se encuentra en estado gaseoso, fuera de la línea envolvente.
La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica al igual que la temperatura de superficie en el separador, por lo que no se condensarán hidrocarburos líquidos en este sistema, ni en el yacimiento ni en la superficie
Diagrama de fase típico de un Gas Seco.
Clasificación de los Yacimientos según los
Mecanismos Naturales de Producción
La cantidad de petróleo que puede ser desplazada por la energía natural asociada al yacimiento varía con el tipo de yacimiento. Por esta razón, los yacimientos se clasifican en los siguientes tipos según su principal fuente de energía: Yacimientos que producen por los mecanismo de Empuje Hidráulico, Empuje por Gas en Solución, Empuje por Capa de gas, Empuje por Expansión de los fluidos, Empuje por Compactación de las Rocas, Empuje Gravitacional y Empujes Combinados.
Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje Hidráulico
Un yacimiento con el Mecanismo de Empuje Hidráulico llamado también Empuje Hidrostático, tiene una conexión hidráulica entre él y una roca porosa saturada con agua, denominada Acuífero, que puede estar por debajo del yacimiento o de parte de él.
El agua en el acuífero está comprimida, pero a medida que la presión en el yacimiento se reduce debido a la producción de petróleo, se expande y crea una invasión natural de agua en el limite yacimiento-acuífero (CAP). Esta expansión del agua producirá un desplazamiento de los hidrocarburos hacia los pozos de producción. Este efecto se mantiene hasta que la capacidad expansiva del acuífero se agote. La energía del yacimiento también aumenta por la compresibilidad de la roca del acuífero
Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gas en Solución
El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto.Cuando la presión disminuye debido a la extracción de los fluidos, el gas se libera, se expande y desplaza al petróleoEl gas que está en solución se comienza a liberar del crudo una vez que la presión declina por debajo de la presión de burbujeo; el gas se libera en forma de burbujas inmersas dentro de la zona de petróleo, permaneciendo estáticas y expandiéndose ocupando parte del espacio poroso que es desalojado por el petróleo producido e impulsando al crudo mientras ocurre la expansión. Luego que el gas interno liberado en la zona de petróleo alcanza la saturación crítica, este se comienza a desplazarse hacia los pozos productores generando entonces un arrastre sobre el crudo contribuyendo así a que el crudo sea impulsado hacia dichos pozos
. Yacimiento con Empuje por Gas en Solución: a) Condiciones Iniciales; b) En Producción.
Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Capa de Gas
El Empuje por Capa de Gas ocurre en yacimientos saturados cuyos fluidos no están uniformemente distribuidos y la presión es menor que la de burbuja. Bajo estas condiciones existirá una capa de gas encima de la zona de petróleo, la cual se expandirá desplazando al petróleo hacia los pozos productores.Cuando un yacimiento tiene una capa de gas, como se muestra en la Figura Nº 20, debe existir una cantidad de energía almacenada en forma de gas comprimido, la cual se libera al expandirse mientras se extraen los fluidos del yacimiento, de modo que el petróleo es desplazado externamente a través del contacto gas-petróleo (CGP).
Yacimiento con Empuje por Capa de Gas : a) Condiciones Iniciales; b) En Producción.
Yacimiento con Empuje Combinados por Inyección de Agua y Gas: a) Condiciones Iniciales; b) En Producción.
Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Expansión
de los FluidosDadas las condiciones de presión y temperatura existentes en los yacimientos, cualquier reducción de la presión causará una expansión de los fluidos en el mismo. A este efecto se le conoce como mecanismo de empuje por expansión de los fluidos. Este Mecanismo está presente en todos los yacimientos, pero es más importante en yacimientos donde la presión es mayor que la presión de burbujeo (yacimientos subsaturados) en donde todos los componente de los hidrocarburos se encuentran en fase líquida, así también, es el mecanismo principal a través del cual producen los yacimientos de gas.La expansión de los fluidos en el medio poroso ocurre debido a la reducción de la presión interna en los poros por efecto de la producción a través de los pozos ; esta expansión permite que el espacio poroso desalojado por los fluidos producidos sean ocupados por los fluidos remanentes que van quedando en el yacimiento, de tal manera que los poros de la roca siempre permanecen llenos de fluidos. La expansión a su vez hace que el fluido se desplace, buscando salir de los poros de la roca hacia las áreas de drenaje de los pozos
Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por
GravedadLa Gravedad es un mecanismo de empuje muy lento, pero eficaz. Los pozos completados en yacimientos que ya no tienen otra energía que la gravedad se reconocen por que poseen tasas de producción lentas y constantes para periodos muy largos.
El efecto de la gravedad es más marcado en los yacimientos con grandes buzamientos y de grandes espesores dando lugar así a la segregación gravitacional si existe una buena permeabilidad vertical y los fluidos son de baja viscosidad y de diferentes densidades
Yacimiento con Empuje por Gravedad
