Yacimientos 2

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1. Explique las características y comportamiento de los yacimientos de gas húmedo y crudo volátil y establezca las diferencias entre ellos (2 puntos)
Gas húmedo. Todo el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos con moléculas predominantemente pequeñas yacen debajo de la temperatura del yacimiento. La línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma líquido en el yacimiento,pero si en superficie (dos fases). La gravedad, mayor de 60 API, de los líquidos es similar a la de los gases retrógrados. La gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos es transparente. GOR > 15000 pcs/STB y permanece constante durante toda la vida del yacimiento. Se producen menos de 60 STB crudo por cada millón de pies cúbicos normales de gas. Ver Fig. 1 y 2.
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Figura 1[pic]
Figura 2
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 deburbuja 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. La Ecuación de Balance de Materia (EBM) de petróleo negro no trabaja en estos casos. El punto de división entre crudo volátil ynegro 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 deburbuja. El color es usualmente café claro a verde).
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De acuerdo a Mc Cain podemos diferenciar ambos yacimientos:

|TABLE 1— SUMMARY OF GUIDELINES FOR DETERMINING FLUID TYPE FROM FIELD DATA |
| |Volatile Oil |Wet Gas |
|Initial producinggas/liquid ratio, scf/STB |1. 750 to 3,200 |>1 5,000* |
|Initíal stock-tank liquid gravity, °API |>40 |Up lo 70 |
|Color of stock-tank liquid |Colored |Water white |
|*For engineering purposes.|

|TABLE 2— EXPECTED RESULTS OF LABORATORY ANALYSIS OF THE FIVE FLUID TYPES |
| |Volatile Oil |Retrograde Gas |
|Phase change in reservoir |Bubblepoint|No phase change |
|Heptanes plus, mol% |20 to 12.5 |< 4* |
|Oil FVF at bubblepoint |>2.0 | |
|*For engineering purposes.|

2. Un yacimiento que va a ser sometido a inyección de agua, a través de un arreglo de 5 pozos, está dividido en doce (12) capas y presenta las siguientes características (8 puntos)

|hi (pies) |k (mD) |Ø (%) |
|5 |350 |21,7 |
|7 |180 |19,7 |
|6 |500 |22,0 |
|6 |450...
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