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Distribución de los fluidos en el yacimiento

La distribución de fluidos en un yacimiento, es el resultado de la segregación natural, producto de las diferencias de densidades en los fluidos que saturan el medio poroso. Por lo general, se puede decir que hay tres tipos de regiones de saturación en una acumulación de petróleo o gas. La región saturación es aquella donde la roca estácompletamente saturada con el líquido que la humedece y la presión capilar es menor que la presión inicial de desplazamiento. Esta región está por debajo del nivel A, o el nivel 100% de agua donde todos los poros, grandes y pequeños, están llenos de agua.

Después de obtenida la presión inicial de desplazamiento, un pequeño aumento en la presión causa gran disminución en la saturación de agua.Esta parte de la curva representa la zona de transición o región funicular y representa la intercomunicación más abundante entre los poros. Mientras más pronunciada sea la inclinación en esta región, menos uniformes es la intercomunicación de los poros. Al aumentar la altura por encima del nivel que contiene 100% de agua, el fluido que no humedece la roca (petróleo o gas) estará sucesivamente en losporos más diminutos. Por encima del nivel B el agua corre en forma de anillos pendulares alrededor de los contactos entre los granos y en los poros pequeños (Figura 19).

El resto de la superficie de los granos puede estar cubierta por una película de agua o por petróleo o gas. La región pendular de saturación la representa aquella parte de la curva de presión capilar que es casi vertical,e indica que un gran aumento de presión causa poca reducción en la saturación. La saturación en la región es designada irreducible bien sea de agua intersticial o connata del estrato.
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Figura 19. Distribución de los Fluidos de Acuerdo a la Profundidad en el Yacimiento de Hidrocarburo. Fuente: Pacheco y Puche, 2007.


Propiedades de los fluidos del yacimiento

Para comprender ypronosticar el funcionamiento de los yacimientos de gas y petróleo es preciso conocer las características químicas y físicas de los fluidos del yacimiento. Estas propiedades se determinan a partir de muestras representativas de fluidos obtenidas a las condiciones que prevalecen en el yacimiento y que son: relación gas – petróleo, factor volumétrico del petróleo, factor volumétrico del gas,compresibilidad del petróleo, compresibilidad del gas, viscosidades del agua, petróleo y gas, y densidades del agua, petróleo y gas.

Relación gas – petróleo (RGP)

Es el resultado de dividir una cantidad de gas a condiciones por determinada de petróleo, también a condiciones normales.





Factor volumétrico

El factor volumétrico es la relación existente entre un fluido (petróleo, gas, agua, etc ) a condiciones del yacimiento y a condiciones superficiales. Existen varios de esos factores:

Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)

Es un factor que representa el volumen de petróleo saturado con gas, a la presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de petróleo a condiciones. Se identifica por el símbolo Bo y se expresa generalmente enbarriles en el yacimiento (BY) por barril a condiciones normales.


Factor Volumétrico del Gas (Bg)

Es un factor que representa el volumen de gas libre, a presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de gas libre a condiciones normales. Se expresa por Bg y sus unidades generalmente son barriles en el yacimiento (BY) por pie cúbico de gas a condiciones normales (PCN).Compresibilidad

Compresibilidad del Petróleo (Co): Se define como el cambio en volumen de petróleo por unidad volumétrica y por cambio unitario de presión.

Compresibilidad del Gas (Cg): Se define como el cambio en volumen de gas por unidad volumétrica y por cambio unitario de presión.



Viscosidad ((o )

La viscosidad es una medida de la resistencia que...