Clasificación de los Reservorios

Páginas: 5 (1002 palabras) Publicado: 3 de abril de 2013
CLACIFICACION DE LOS RESERVORIOS
1.0 RESERVORIO DE GAS Y CONDENSADO SATURADOS
Para realizar un adecuado desarrollo de un yacimiento es necesario, entre otras cosas, identificar el tipo de fluido que se encuentra en el reservorio y determinar el comportamiento termodinámico de este fluido.
Aunque la clasificación teórica requiera del conocimiento del comportamiento termodinámico del fluido(diagrama P-T), las condiciones del reservorio y de las instalaciones de superficie, los yacimientos suelen usualmente clasificarse en función de propiedades observables durante la operación. Para la clasificación de la naturaleza del reservorio, se utilizan criterios que incluyen la relación gas petróleo y densidad del líquido de tanque. Según estas clasificaciones, se consideran yacimientos degas y condensado a aquellos que al comienzo de su explotación poseen una relación gas petróleo entre 550 y 27.000 m3/m3 y una densidad de líquido de tanque entre 40 y 60 ºAPI. Sin embargo, para determinar el comportamiento termodinámico real, se debe realizar un estudio PVT sobre una muestra representativa del fluido de reservorio. En los yacimientos de gas y condensado resulta adecuado obtener estamuestra en superficie bajo ciertas condiciones recomendadas para garantizar su representatividad.
El estudio PVT subsiguiente permite identificar los reservorios de Gas y Condensado por la observación del fenómeno de condensación retrógrada.
En la práctica, durante la determinación de la presión de rocío a temperatura de reservorio pueden presentarse tres situaciones:
1. La presión de rocíoresulta inferior a la presión estática del reservorio. En esta condición y habiéndose seguido un adecuado procedimiento de muestreo, se puede concluir que la muestra de fluido es representativa y que el fluido se encuentra en una sola fase a las condiciones de reservorio. Por lo tanto, se puede obtener una caracterización del comportamiento termodinámico del fluido de reservorio a través de larealización de un ensayo de Depletación a Volumen Constante (CVD) a temperatura de reservorio.
2. A la inversa de la situación anterior, la presión de rocío es mayor que la presión estática del reservorio. Esto suele interpretarse como el resultado de la existencia de dos fases móviles en la vecindad del pozo que conducen al muestreo de un flujo bifásico. Estas muestras son consideradas como norepresentativas ya que la proporción en que ambas fases fluyen al pozo no es directamente proporcional a la saturación de cada fase sino que obedece a la movilidad relativa de las mismas.
3. La última alternativa es que la presión de rocío resulte igual a la presión estática del reservorio (dentro de las incertezas experimentales). Esta condición resulta ser la más común y la interpretaciónhabitual es que la muestra es representativa, y en el yacimiento existe una única fase en condición de saturación (reservorio de Gas y Condensado Saturado).
Se discute en detalle la tercera de las alternativas mencionadas debido a que, como ya se mencionó, es la situación más frecuente (cercana al 90 % de los casos) y porque la interpretación esbozada no es la única interpretación posible. Unaalternativa, que probablemente coincida con la situación más frecuente, es que el fluido en el reservorio se encuentre en dos fases (gas y líquido), pero que el líquido esté en una cantidad igual o inferior a la mínima saturación móvil.
En estas condiciones (líquido inmóvil disperso en el medio poroso) no es posible obtener una muestra representativa del fluido mediante el procedimiento habitual demuestreo pues al pozo sólo fluye una de las dos fases hidrocarbonadas presentes en el reservorio.
Esta interpretación toma mayor relevancia en los casos en que existe evidencia de la presencia de un halo de petróleo. Este halo de petróleo estaría confirmando la presencia de líquido en el reservorio como resultado de tres posibles orígenes:
1. El petróleo se acumuló inicialmente en la trampa y...
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