Yacimiento de gas natural

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PRIMERA FUENTE DE INVESTIGACIÓN:
CURSO DE INGENIERIA DE GAS NATURAL INGENIERIA DE PETROLEOS 25 AÑOS

FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS NATURAL 1
1. CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE UN YACIMIENTO
Los fluidos de un yacimiento se pueden clasificar desde el punto de vista de su comportamiento termodinámico:
• Gas Seco: El diagrama típico de un yacimiento de gas seco esmostrado en la
Figura 1, donde la temperatura del yacimiento es superior a la temperatura cricondentérmica. La mezcla de hidrocarburos existe como un gas en el yacimiento y hasta en superficie, como lo muestra la isoterma a lo largo de la línea vertical 1-2 y la trayectoria del gas producido hacia superficie mostrado en la curva 1-3.
Figura 1. Diagrama de fases de un gas seco (Fuente: ECLIPSE PVTi)• Gas húmedo: La temperatura de yacimiento es superior a la temperatura cricondentérmica del hidrocarburo. Por tal motivo los fluidos del yacimiento siempre estarán en la región de fase gas, cuando en el yacimiento la presión disminuye isotérmicamente a lo largo de la línea vertical 1-2 como se muestra en la figura 2. Sin embargo, a medida que el flujo de gas es producido hacia superficiemostrado en la curva 1-3, la presión y la temperatura del gas declinan y el gas entra en la región de dos fases produciéndose la liberación de líquido en superficie.



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Figura 2. Diagrama de fases de un gas húmedo. (Fuente: ECLIPSE PVTi)
• Aceite Volátil: La temperatura del yacimiento es menor y muy cercana a la temperatura crítica dela mezcla. Las líneas de calidad cercanas al punto de burbuja se encuentran poco espaciadas entre si. Lo contrario sucede a presiones muy bajas. Estos petróleos se caracterizan por una rápida merma bajo el punto de burbuja como se muestra en la figura 3.
Figura 3. Diagrama de fases de un aceite volátil. (Fuente: ECLIPSE PVTi)



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•Aceite Negro: La figura 4 es un diagrama de fases típico de P-T para un aceite negro. Cuando el yacimiento produce bajo condiciones subsaturadas el fluido en el yacimiento existe como una sola fase líquida con gas en solución y cuando se alcanza las condiciones de saturación tanto el fluido producido como el remanente en el yacimiento tienen composición variable.
Figura 4. Diagrama de fases deun aceite negro. (Fuente: ECLIPSE PVTi)
Figura 5. Diagrama de fases de una mezcla de gas condensado (Fuente: ECLIPSE PVTi)


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• Gas Condensado: Estos tipos de yacimientos se encuentran cuando la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica. Esta categoría de yacimientos degas es un tipo único de acumulación de hidrocarburos en que el comportamiento termodinámico especial de los fluidos es el factor controlador en el proceso de desarrollo y de depleción del yacimiento, la figura 5 muestra un diagrama típico de un yacimiento de gas condensado.


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2. CALCULO VOLUMETRICO DE HIDROCARBUROS
El cálculovolumétrico de petróleo y/o gas es de una de las herramientas para la estimación de reservas. Los métodos para cuantificar reservas son:
a) Método volumétrico b) Ecuación de balance de materia c) Curvas de declinación d) Simulación numérica y/o matemática de yacimientos
2.1 TIPOS DE PRODUCCIONES O RECOBROS
Se consideran tres tipos de recobro en la etapa de vida productiva de un yacimiento, a saber: Producción primaria: El pozo/yacimiento produce por energía propia o flujo natural, o por algún sistema de levantamiento artificial.
 Producción secundaria: Se introduce energía externa al sistema. Esta comprende la inyección de agua o inyección de gas.
 Producción terciaria: Además de energía, el fluido o la roca sufren un cambio en sus propiedades. En este grupo se consideran: la...
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