UNIVERSIDAD NACIONAL DEL

CENTRO DEL PERÚ

FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA

E.A.P. ING. QUÍMICA DEL GAS NATURAL Y ENERGÍA

Alumnos: Cabezas Sánchez, Salustria

Catedra: Ingeniería del Gas Natural II

Docente: Ing. Felix Albert Villavicencio

Fecha de entrega de informe: 01 de junio del 2015

Huancayo – Perú

COMPORTAMIENTO Y TIPOS DE LOS FLUIDOS EN EL YACIMIENTO

2

ÍNDICE

INTRODUCCIÓN

CAPÍTULO I COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS EN EL YACIMIENTO

1.2.1 Presión Del Yacimiento…………………………………………….4

1.2.2 Temperatura Del Yacimiento………………………………………6

1.2.3 Viscosidad de los crudos…………………………………………..7

Diagrama de Presión-Temperatura

1.2.4 Fluidos De Los Yacimientos……………………………………….11

1.3 TERMINOLOGÍA

1.3.1 Diagrama De Fase…………………………………………………11

1.3.2 Presión de Vapor de una Sustancia Pura……………………….11

1.3.3 Condensación Retrograda…………………………………………12

1.3.4 Cricondeterma y Cricondebar……………………………………..12

1.3.5 Líneas de Isocalidad………………………………………………..12

CAPÍTULO II LOS CINCO FLUIDOS DE LOS YACIMIENTOS

Yacimientos de Gas

Yacimientos de Líquidos.

2.1 Gas Seco…………………………………………………………..17

2.2 Gas Húmedo………………………………………………………19

2.3 Gas Retrogrado……………………………………………………22

2.4 Petróleo Volátil o de Alta Merma………………………………..25

2.5 Petróleo Negro o de Baja Merma……………………………….28

Bibliografía

3

INTRODUCCIÓN

La siguiente monografía, da a conocer la teoría sobre el

comportamiento de los fluidos en el yacimiento (Temperatura,

presión y viscosidad) y los cinco fluidos del yacimiento.

Estos fluidos se dividen según la composición de la mezcla de

hidrocarburos en el yacimiento, la presión y temperatura inicial,

presión y temperatura en la superficie.

Se divide en dos capítulos: El primero trata sobre el

comportamiento de los fluidos, donde se explica las partes de un

diagrama de fase y las variables que las componen. El segundo es

la descripción de los 5 tipos de fluidos en el yacimiento (gas seco,

gas húmedo, gas condensado o retrogrado, petróleo volátil y

petróleo negro).

Finalmente espero que la información recopilada de diversas

fuentes bibliográficas sea de gran utilidad y contribuya en el

enriquecimiento de sus conocimientos.

4

CAPÍTULO I

COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS EN EL YACIMIENTO

El comportamiento de los fluidos en los yacimientos, se basa en ciertos

parámetros, como son la presión, viscosidad de los fluidos y la temperatura del

yacimiento, luego se hará una breve descripción de los diferentes tipos de

fluidos y por último el desplazamiento de los fluidos dentro de los yacimientos.

1.3.6 Presión Del Yacimiento

Es muy importante la presión del yacimiento porque es ésta la que induce al

movimiento del petróleo desde los confines del yacimiento hacia los pozos y

desde el fondo de éstos a la superficie. De la magnitud de la presión depende

si el petróleo fluye naturalmente con fuerza hasta la superficie o si, por el

contrario, la presión es solamente suficiente para que el petróleo llegue hasta

cierto nivel en el pozo. Cuando se da este caso, entonces se recurre a la

extracción de petróleo del pozo por medios mecánicos.

En la práctica, el gradiente normal de presión ejercido por una columna de agua

normal es de 0,1 kilogramo por centímetro cuadrado por metro de profundidad

(Kg./cm2 /m). Generalmente, el gradiente de presión de las formaciones está

entre 0,1 y 0,16 Kg./cm2/m.

5

Cualquier valor por debajo de 0,1 es subnormal y por encima de 0,16 tiende a

ser alto y por tanto anormal. A veces se han encontrado gradientes tan altos

que registran 0,234 Kg./cm2/m.

Figura N°1 Relación Profundidad-Presión en varios pozos de un área

determinada.

A medida que el pozo produce hay decaimiento de la presión. En el transcurso

de la vida productiva del pozo, o del yacimiento en general, se llega a un límite

económico de productividad que plantea ciertas alternativas. Anticipadamente

a la declinación antieconómica de la presión se puede intentar restaurarla y

mantenerla por inyección de gas y/o agua al yacimiento, con fines de prolongar

su vida productiva y aumentar el porcentaje de extracción de petróleo del

yacimiento económicamente, o abandonar pozos o abandonar el yacimiento en

su totalidad.

La presión natural del yacimiento es producto de la naturaleza misma del

yacimiento. Se deriva del mismo proceso geológico que formó el petróleo y el

yacimiento que lo contiene y de fuerzas concomitantes como la sobrecarga que

6

representan las formaciones suprayacentes y/o agua dinámica subyacentes

que puede ser factor importante en la expulsión del petróleo hacia los pozos.

De igual manera, el gas en solución en el petróleo o casquete de gas que lo

acompañe representa una fuerza esencial para el flujo del petróleo a través del

medio poroso.

1.3.7 Temperatura Del Yacimiento

Se tomaron medidas de temperatura en los pozos para tener idea del gradiente

de temperatura, que generalmente se expresa en 1 °C por cierto intervalo

constante de profundidad. El conocimiento del gradiente de temperatura es

importante y aplicable en tareas como diseño y selección de revestidores y

sartas de producción, fluidos de perforación y fluidos para reacondicionamiento

de pozos, cementaciones y estudios de producción y de yacimientos.

La temperatura está en función de la profundidad. Mientras más profundo esté

el yacimiento, mayor la temperatura. Si el gradiente de presión es de 1 °C por

cada 30 metros de profundidad, se tendrá para un caso hipotético de un estrato

a 1.500 metros, una temperatura de 50 °C mayor que la ambiental y si la

temperatura ambiental es de 28 °C, la temperatura del estrato será 78 °C, y a

3.000 metros sería 128 °C. (Rivera, 2002)

Figura N°2 Correlación de valores de profundidad y temperatura en varios pozos.

7

1.3.8 Viscosidad de los crudos

La viscosidad de los crudos representa su característica de fluidez. Los crudos

extra- pesados son más viscosos que los pesados. Los pesados más viscosos

que los medianos. Los medianos más viscosos que los livianos. Los livianos y

condensados son los más fluidos. Otro índice de apreciación de la fluidez de los

crudos es la gravedad °API, que mientras más alta sea indica más fluidez.

(Rivera, 2002)

La viscosidad de los crudos se mide en poise o centipoise, en honor al médico

e investigador Jean Louis Poiseuille. En términos físicos, la viscosidad absoluta

se expresa en dina/segundo por centímetro cuadrado. O de otra manera, se

expresa que la viscosidad absoluta de un fluido es la fuerza tangencial en dinas

necesarias para mover una unidad de área de un plano a unidad de velocidad,

con relación a otro plano fijo y a una unidad de distancia entre los planos,

mientras que el fluido en cuestión está en contacto con los dos planos (Figura

N°3).

Figura N°3 Desplazamiento del plano móvil sobre el fluido

Como buen índice de comparación sirve el agua, cuya viscosidad a 20 °C es

1cp, o 0,01 poises. La viscosidad también se puede obtener utilizando

viscosímetros como el Saybolt Universal, el Engler o el Redwood. Por medio de

fórmulas apropiadas en las que entran la viscosidad en poise, el tiempo de flujo,

8

la densidad y la temperatura de la prueba se pueden hacer las conversiones

requeridas. La viscosidad es factor importante que aparece en todas las

fórmulas para calcular el flujo de petróleo y gas en el yacimiento y por tuberías.

También es importante para el cálculo del flujo de cualquier otro líquido.

La viscosidad de los crudos está sujeta a cambios de temperatura, así que un

crudo viscoso se torna más fluido si se mantiene a una temperatura más alta

que la ambiental.

Esta disminución de la viscosidad hace que la fricción sea menor y, por ende,

facilita el flujo y hace que la presión requerida para el bombeo por tubería sea

menor. Por ejemplo, un crudo venezolano muy viscoso como el de Boscán (10

°API) tiene una Viscosidad Universal Saybolt (SUS) de 90.000 a 38 °C. El crudo

liviano del campo de Santa Rosa (45 °API) tiene una viscosidad de 34 SUS a la

misma temperatura y ambos a presión atmosférica. Relacionando las dos

viscosidades, se podría decir que Boscán es 2.647 veces más viscoso que

Santa Rosa o que éste es 2.647 veces más fluido que Boscán a esta

temperatura. Cada crudo en situación estática en el yacimiento tiene

determinada viscosidad, característica de la presión y temperatura.

Diagrama de Presión-Temperatura

En la siguiente figura muestra un diagrama de presión-temperatura típica de un

sistema multicomponente con una composición global específico. Aunque un

sistema diferente de hidrocarburos tendría un diagrama de fase diferente, la

configuración general es similar.

9

Figura N°4.1 Diagrama Típico P-T para un sistema multicomponente. (Ahmed,

1998)

Estos diagramas multicomponentes de presión-temperatura son esencialmente

usados para:

• Clasificar los reservorios

• Clasificar los sistemas de hidrocarburos de origen natural

• Describir el comportamiento de fase del fluido del yacimiento

Para entender completamente la importancia de los diagramas de presión-

temperatura, es necesario identificar y definir los siguientes puntos clave en

estos diagramas:

• Cricondentérmica (TCT): La cricondentérmica se define como la máxima

temperatura por encima de la cual el líquido no puede formarse

independientemente de presión (punto E). La presión correspondiente se

denomina la presión cricondentérmica, pct.

10

• Cricondenbárica (PCB): La cricondenbárica es la presión máxima por encima

que no hay gas, puede estar formado independientemente de la temperatura

(punto D). La temperatura correspondiente se llama la temperatura

cricondenbárica TCB.

• El punto crítico: Para una mezcla de varios componentes es referido como el

estado de presión y temperatura a la que todas las propiedades intensivas del

gas y fases líquidas son iguales (punto C). En el punto crítico, la presión y la

temperatura correspondiente se denominan Pc presión crítica y temperatura

crítica Tc de la mezcla.

• Fase envolvente (región de dos fases) : La región delimitada por la sin burbujas

curva de puntos y la curva del punto de rocío (BCA línea), en el que el gas y

coexisten en equilibrio líquido, se identifica como la envolvente de fases de la

sistema de hidrocarburos.

• Líneas de calidad: Son líneas discontinuas en el diagrama de fase líneas de

calidad. Ellos describen las condiciones de presión y temperatura para

volúmenes iguales de líquidos. Tenga en cuenta que las líneas de calidad

convergen en el punto crítico (punto C).

• Curva-punto burbuja: De la curva del punto de burbuja (línea BC) se define

como la línea que separa la región de fase líquida de la región de dos fases.

• Curva-punto rocío: De la curva del punto de rocío (línea AC) se define como

la línea que separa la región de fase de vapor de la región de dos fases.

11

1.3.9 Fluidos De Los Yacimientos

Los yacimientos de hidrocarburos, básicamente están compuestos por cinco

tipos de fluidos, que comprenden gases, líquidos y compuestos intermedios que

dependen de las condiciones de presión y temperatura del yacimiento.

Estos fluidos pueden ser caracterizados e identificado mediante un diagrama de

Presión vs. Temperatura, que se construye una vez obtenido una muestra de

los mismos, a través de los pozos, y analizados en el laboratorio, cuando se

perforan y descubren un nuevo yacimiento.

1.4 TERMINOLOGÍA

1.4.1 Diagrama De Fase: Para tener un mejor entendimiento de los fluidos

y tipos de yacimientos, debe construirse un diagrama de fase, por lo tanto,

considérese un cilindro en el cual la temperatura pueda ser controlada y el

volumen se varía inyectándose o sacándole mercurio como se muestran en

la figura 4-4, una sustancia pura ha sido introducida a una presión (P), a una

temperatura por debajo de la crítica (Tc) de la sustancia.

1.4.2 Presión de Vapor de una Sustancia Pura: Nuevamente, considere

una expansión a temperatura constante ilustrada anteriormente.

El punto al cual las primeras moléculas salen del líquido y forman una

pequeña burbuja de gas es llamado Punto de Burbujeo. El punto el cual

solamente una pequeña gota de líquido permanece es conocido como “Punto

de Rocío”. El Punto de Burbujeo y el Punto de Rocío son idénticos por el

marcado cambio en la pendiente a lo largo de la Isoterma. Para sustancias

puras, la presión en el Punto de Burbujeo y el Punto de Rocío son iguales a

la presión de vapor de la sustancia a la temperatura de interés.

12

La definición de punto crítico como fue aplicado anteriormente a sustancias

puras, no es aplicable a mezclas de 2 ó más componentes. En mezclas de 2

o más componentes el líquido y el gas, pueden coexistir a temperatura y

presión por encima del punto crítico.

Así la definición de punto crítico es simplemente, el punto el cual la línea de

puntos de burbujeo y la del punto de Rocío se unen. Una definición más sería

el punto al cual todas las propiedades del líquido y del gas son idénticas.

1.4.3 Condensación Retrograda: La región de condensación retrograda

ocurre a temperatura entre la crítica y la cricondeterma. Una saturación

retrograda similar ocurre cuando la temperatura es cambiada a presión

constante entre la presión crítica y la cricondebar.

1.4.4 Cricondeterma y Cricondebar: La mayor temperatura sobre la

envolvente de saturación es llamada cricondeterma. Y la mayor presión sobre

la envolvente de saturación es llamada cricondebar.

1.4.5 Líneas de Isocalidad: Son líneas representadas en el diagrama de

fase, que unen puntos de igual porcentaje volumétrico de líquido en la mezcla

líquido-gas. Como se puede notar (Figura 4), los iso-volúmenes son

espaciados en forma simétrica con la envolvente.

13

Figura N°4.2 Diagrama de Fase

14

CAPÍTULO II

LOS CINCO FLUIDOS DE LOS YACIMIENTOS

El comportamiento de los fluidos de los yacimientos durante su vida

productiva es determinado por la forma de su diagrama de fase y la posición

de su punto crítico. El conocimiento del comportamiento de una mezcla de

dos componentes servirá como una guía para el comportamiento de las

mezclas de multi-componentes. Ahora se discutirá los cinco tipos de fluidos

de un yacimiento petrolífero. Para iniciar, se definirá la forma típica de sus

diagramas de fase y se verán varias reglas sencillas que pueden ayudar a

determinar el tipo de fluido obteniendo datos de producción disponibles. La

figura 5, muestra un diagrama para varias mezclas de etano y n-heptano.

Esta es para una mezcla de 2 componentes; no obstante la forma de este

diagrama de fase puede ser usada para entender el comportamiento de una

mezcla multi-componente.

15

Figura N°5 Diagrama de Fase de mezcla Etano y n-heptano

La mezcla N° 2 en la figura ilustra una mezcla conteniendo gran cantidad de

componentes livianos. La envolvente de la fase es relativamente pequeña y

está localizada a bajas temperaturas. El punto crítico está lejos a bajos y la

izquierda de la envolvente de la fase y cerca al punto crítico del componente

liviano puro. Existe un área grande en el cual la condensación retrograda

puede ocurrir. A medida que los componentes pesados se van agregando a

la mezcla líneas 3 y 4, por ejemplo, la envolvente de la fase aumenta de

tamaño y cubre un amplio rango de temperatura y presión. El punto crítico se

mueve hacia arriba cerca del tope de la envolvente.

El comportamiento de fase de los fluidos multicomponentes de un yacimiento

se comporta de forma similar.

16

Yacimientos de Gas

En los yacimientos de gas, el metano es predominante, tienen relativamente

un diagrama de fase pequeño, con temperatura crítica no mucho más alta

que la Tc del metano. El punto crítico se encuentra debajo del lado izquierdo

de la pendiente de la envolvente. No ocurre condensación como producto de

la caída de presión que se presenta durante la producción en el yacimiento,

ni en superficie, y la fase permanece en forma gaseosa tanto a condiciones

de yacimiento (presión y temperatura), como en la superficie.

Yacimientos de Líquidos.

Los yacimientos de líquidos conteniendo mucho menos cantidad de metano

que los yacimientos gasíferos, normalmente los componentes más livianos

son de poca significancia. Los yacimientos de líquidos, también contienen

una amplia variedad de componentes intermedios y con moléculas de muy

largas estructuras. Sus diagramas de fase son extremadamente grandes y

cubren un gran rango de temperatura, análogamente a las mezclas 6 de la

figura 4. No obstante, en la forma natural que se encuentra el petróleo líquido,

el punto crítico normalmente no se presenta a la derecha del tope de la

envolvente de la fase. Solamente aquellos yacimientos líquidos los cuales

son deficientes en componentes intermedios o que tienen considerables

cantidades de nitrógeno disueltos tendrán el punto crítico a la derecha del

tope de la envolvente de la fase.

Existen 5 tipos de fluidos de yacimientos, ellos son usualmente llamados:

Gas Seco, Gas Húmedo Gas retrogrado, Petróleo volátil y Petróleo negro.

Los cinco tipos de yacimientos han sido definidos debido a que cada uno

tiene diferentes enfoques por el ingeniero de yacimiento e ingeniero de

producción.

17

El ingeniero de petróleo debe determinar el tipo de fluido al inicio de la

producción del yacimiento. El tipo de fluido es un factor decisivo en muchas

de las decisiones que deben de ser tomadas en referencia al yacimiento.

El método de muestreo, el tipo y tamaño del equipo de superficie, el

procedimiento de cálculo para determinar el petróleo en sitio, las técnicas de

predicción, las reservas de petróleo y gas, el plan de producción (depleción)

y la selección del método de recuperación mejorada, todos dependen del tipo

de fluido del yacimiento.

1.4.6 Gas Seco

Se llama gas seco, “cuando se produce con relación gas-petróleo mucho mayor

que 100000 PCN/BN” (Mannucci, 2000)

El gas seco es predominantemente metano, con algunos componentes

intermedios. La Figura 4-8 muestra que la mezcla de hidrocarburos es

solamente gas en el yacimiento, y que normalmente la separación (o

condiciones. de separador.) en la superficie cae fuera de la envolvente de la

fase. Así no se forma líquido ni en el yacimiento, ni en la superficie.

La palabra “Seco” en gas seco indica que el gas no contiene suficiente

moléculas más pesadas que permitan la formación de líquido en la superficie.

Un yacimiento de gas seco a menudo es llamado yacimiento de gas. Esto

conlleva a confusión debido a que el gas húmedo en yacimientos algunas veces

es llamado yacimientos de gas también. Más aun, un gas retrogrado

inicialmente existe como gas en el yacimiento.

Un conjunto de ecuación conocida colectivamente como Ecuación de Balance

de Materiales (E.B.M), ha sido desarrollada para determinar el gas

18

originalmente en sitio, y predecir reservas. Esas ecuaciones fueron derivadas

para gas seco y pueden ser usadas para gas húmedo, si se toma cuidado en

definir las propiedades del gas húmedo.

La ecuación es aplicable para gases retrogrado solamente, y la presión del

yacimiento debe estar por encima del punto de Rocío 2.

Figura N°6 Diagrama de Fase de un gas seco

En esta figura N°6, se observa lo siguiente:

A condiciones de yacimiento durante la etapa de explotación (línea

isotérmica AB) como a condiciones de superficie (separadores) el sistema

se encuentra en el estado gaseoso (fuera de la línea envolvente).

La temperatura del yacimiento es mayor que el punto cricondentérmico al

igual que la temperatura de superficie en el separador, por lo que

hidrocarburos líquidos no se condensaran en este sistema, tanto en el

19

yacimiento como en la superficie. Los gases secos pueden contener vapor

de agua el cual se condensará.

Figura N°7 Diagrama de fase del gas húmedo (Punto cricondentérmico y

cricondenbárico). (Bermudez, 2009)

1.4.7 Gas Húmedo

En el gas húmedo, el diagrama de fase es el de una mezcla de hidrocarburos

con

Pre-dominio de moléculas pequeñas, el cual caerá a temperaturas por debajo a

la del yacimiento. Contiene más componentes de hidrocarburos más pesados.

Un gas húmedo solo existe como un gas en el yacimiento aunque se le reduzca

la presión en el yacimiento.

Los gases húmedos se caracterizan por RGP en la superficie algo mayores a

100 000 PCN/BN, asociadas con petróleos usualmente con gravedad mayor

que 50°API. (Mannucci, 2000)

20

Un ejemplo del diagrama de fase para gases húmedos se muestra en la Figura

8.

Figura N°8 Diagrama de fases de un gas húmedo

En la figura N°8 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

del yacimiento (reducción de presión siguiendo la línea-isotérmica AB), el

fluido en el yacimiento siempre permanecerá en estado de gas, como una

sola fase.

Las condiciones de presión y temperatura en la superficie (separador) se

encuentran 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.

21

El líquido en la superficie, normalmente es llamado condensado, y el yacimiento

de gas algunas veces es llamado gas – condensado, Esto conlleva a una gran

confusión entre el gas – húmedo y gases retrógrados.

La palabra húmeda en gases no significa que el gas es húmedo con agua sino

se refiere al hidrocarburo líquido el cual condensa a condiciones de superficie.

Entre los productos líquidos producidos en esta separación se tienen butano y

propano. Por otra parte, los yacimientos de gas son normalmente saturados con

agua.

Los gases húmedos producen líquidos a condensar de superficie con el mismo

rango de gravedades como los líquidos e los gases retrógrados. Estos no

cambian la gravedad API con los cambios durante la vida del yacimiento. Por

otra parte tienen muy alto RGP; y permanecen constantes durante la vida del

yacimiento de gas húmedo.

Figura N°9 Diagrama de fase del gas húmedo (Punto cricondentérmico y

cricondenbárico). (Bermudez, 2009)

22

1.4.8 Gas Retrogrado

El diagrama de fase de un gas retrogrado, es algo más pequeño que para

petróleo, y el punto crítico está más abajo a la izquierda de la envolvente. Esos

cambios son el resultado de gases retrógrados contentivos de pocos

hidrocarburos pesados, menos que el petróleo.

Los yacimientos de gas condensado producen líquidos de color claro o sin color

en la superficie con gravedades encima de 45°API y RGP de 5000 a 100.000

PCN/BN. Se encuentra a profundidades mayores a 5000 pies. (Mannucci, 2000)

El diagrama tiene una temperatura crítica menor que la temperatura de

yacimiento y una cricondeterma mayor que la temperatura del yacimiento Figura

10.

Figura N°10 Diagrama de fase de un gas condensado

23

En la figura N°10 se observa lo siguiente:

La temperatura del yacimiento está entre la temperatura del punto crítico y el

punto cricondentérmico del sistema del yacimiento. La presión del yacimiento

inicialmente está por encima de la presión de rocío correspondiente a la

temperatura del yacimiento. El denso gas en un yacimiento de condensado

contiene líquido disuelto en cantidades que dependen de las condiciones de

depósito y la presión y temperatura del yacimiento.

Cuando el yacimiento se encuentra en el punto A una sola fase existe en el

yacimiento (Pi, Ty).

A medida que la presión del yacimiento declina durante el proceso de

explotación, condensación retrógrada tiene lugar en el yacimiento. Cuando la

presión alcanza el punto B en la curva de punto de rocío líquido comienza a

formarse. A medida que la presión del yacimiento disminuye del punto B a D

la cantidad de líquido incrementa en el yacimiento. Son los componentes más

pesados los que comienzan a condensar en el yacimiento cuando la presión

declina isotérmicamente a lo largo de la línea B-D. El líquido condensado

moja la formación y no puede extraerse con el gas producido. En

consecuencia, por ello es deseable mantener las condiciones iniciales de

presión de un yacimiento de gas condensado para guardar las fracciones de

líquido disueltas en el gas hasta que ellas alcancen la superficie. La transición

a las condiciones del separador en la superficie producirán entonces los

hidrocarburos líquidos.

La máxima cantidad de líquido ocurre en el punto D. La posterior reducción

de presión originará que el líquido se revaporice. Esta mezcla contendrá más

hidrocarburos livianos y poco de hidrocarburos más pesados que el petróleo

volátil. A medida que el yacimiento es producido, la RGP tiende a aumentar

debido a la pérdida de algunos componentes pesados del líquido formado en

el yacimiento.

24

El bajo límite de la relación gas-petróleo (RGP) inicial para gases retrogrado, es

aproximadamente 3300 pies cúbicos por barril fiscal (PCF/BF), y el límite

superior no está bien definido. Valor por encima de 150.000 PCF/BF ha sido

observado. RGP de ésta magnitud indican que el diagrama de fase es más

pequeño que el mostrado en la Figura (10). Gases con altos RGP, tienen el

punto de cricondeterma cerca de la temperatura del yacimiento, y precipitan

muy poco líquidos dentro del yacimiento. La fracción de heptano+ (C7+), es

menor de 12.5% mol.

El comportamiento retrogrado ocurre a condición de yacimiento para gases con

menos de 1% de heptano+ (C7+), pero para esos gases la cantidad de líquido

retrogrado es despreciable.

También los retrógrados son conocidos como gas condensado retrogrado; gas

condensados, o simplemente condensados.

Figura N°11 Diagrama de fase del gas retrógrado (Punto cricondentérmico y

cricondenbárico) (Bermudez, 2009)

25

1.4.9 Petróleo Volátil o de Alta Merma

Los petróleos de alta merma contienen menos moléculas pesadas que un

petróleo de baja merma. Los petróleos volátiles son crudos de colores

usualmente profundos oscuros, con gravedad API menor que 50° y razones

gas-petróleo inferiores a 8000 PCN/BN. (Mannucci, 2000)

Contiene relativamente menos moléculas pesadas y más intermedias que el

petróleo negro (definidas como cuasi-critico).

El petróleo volátil también ha sido llamado Petróleo Crudo de alto encogimiento

y cerca del “petróleo crítico”. El conjunto de ecuaciones conocidas

colectivamente como “Ecuación de Balance de Materiales”, el cual es usado

para petróleo negro, no trabaja en “Petróleo Volátil”. Esas ecuaciones fueron

derivadas bajo la suposición que el gas asociado con el líquido de yacimiento,

es un gas seco. Esto es verdad para petróleo negro excepto a presiones bajas

en el yacimiento, no obstante el gas asociado con el petróleo volátil es muy rico,

usualmente un gas retrogrado. Este gas rico libera gran cantidad de líquido a

medida que se mueve hacia la superficie. A menudo alrededor del líquido

producido durante el tiempo de producción de un yacimiento de petróleo volátil,

entra en pozo como parte del gas. Esta situación causa que la Ecuación de

Balance de Materiales, sean invalidadas para petróleo volátil.

Dividir una línea entre petróleo volátil y petróleo negro, es algo arbitrario. La

diferencia depende grandemente sobre el punto al cual la ecuación B.M.

comienza a tener intolerancia e imprecisión. La línea de división entre petróleo

volátil y gases retrógrados es clara. Para un fluido ser retrógrado – volátil su

temperatura crítica debe ser mayor que la temperatura del yacimiento.

26

Figura N°12 Diagrama de fase del petróleo volátil

En la figura N°12 se observa lo siguiente:

Se muestra un diagrama de fase típico de petróleo volátil. El rango de

temperatura cubierto por la envolvente de la fase es algo más pequeño,

pero de mayor interés es la posición del punto crítico. La Tc es mucho

más baja que la del petróleo negro, es más cercana a la temperatura del

yacimiento.

Las líneas de iso-volúmenes no son simétricamente espaciada sino son

cambiadas para arriba hacia la línea del punto de burbujeo. La línea

vertical muestra el paso que toma a temperatura constante, con una

reducción de la presión durante la producción.

Note que a una pequeña reducción de la presión por debajo el punto de

burbujeo, punto 2, causa una liberación de gran cantidad de gas en el

yacimiento. Un petróleo volátil se puede convertir en un 50% en gas

27

dentro del yacimiento solamente bajando unos pocos cientos de LPC por

debajo de la presión de burbujeo. También, un iso-volumen con menos

% de líquido cruza la condición de separación.

El petróleo volátil se identifica por tener un RGP inicial entre 2000 y 3300

PCF/BF2. La RGP producida aumenta a medida que se produce y la presión

de yacimiento cae por debajo de la presión de burbujeo del petróleo. Los

barriles en superficie usualmente son 40° API o mayor e incrementan con la

producción a medida que la presión del yacimiento cae por debajo del punto

de burbujeo.

El factor volumétrico de formación es mayor a 2.0 BY/BF. El petróleo

producido en el punto 2 de la figura 4-11 se encogerá más de la mitad, a

menudo ¾ en su viaje a la superficie. La composición en el laboratorio es

determinada por que tiene 12.5 a 20 % mol de heptano+ plus. Cuando la

concentración de heptano+ es mayor de 12.5 % mol el fluido del yacimiento

es casi siempre líquido y exhibe el punto de burbujeo. La línea de división

entre el petróleo y gases retrogrado es definido por 12.5 % mol de heptano+.

Figura N°13 Diagrama de fase del petróleo volátil (Punto cricondentérmico y

cricondenbárico) (Bermudez, 2009)

28

1.4.10 Petróleo Negro o de Baja Merma

Los petróleos negros o de baja merma generalmente producen en la superficie

razones gas-petróleo menores a 500 PCN/BN. El petróleo producido es

usualmente negro o de colores oscuros con una gravedad menor a 30°API.

El petróleo negro, consiste en una amplia variedad de especies químicas

incluyendo crudos pesados, con moléculas no volátiles. El diagrama de fase

predecible cubre un amplio rango de temperatura. El punto crítico se encuentra

ubicado generalmente en la parte alta de la pendiente del envolvente del

diagrama de fase.

Figura N°14 Diagrama de fase del petróleo negro

En la figura N°14 se observa lo siguiente:

29

Las líneas de la fase envolvente representan volumen de líquido

constantes, medidas en % del volumen total. Esas líneas son llamadas

iso-volúmenes ó líneas de calidad.

La línea 1-2-3 vertical indica la reducción en presión a temperatura

constantes que ocurre en el yacimiento durante la producción. La presión

y temperatura del separador localizado en la superficie también es

indicado en la parte inferior izquierda del diagrama.

Cuando la presión del yacimiento declina en cualquier lugar de la línea

1-2, se dice que el petróleo está subsaturado. La palabra subsaturado es

usada en el sentido de indicar que el petróleo podría disolver más gas, si

más gas estuviese presente 2. Si la presión del yacimiento alcanza el

punto 2, el petróleo estará en el punto de burbujeo, y se dice que está

saturado.

A medida que la presión declina de la línea 2-3, gas adicional es liberado

en el yacimiento. El petróleo continuará liberando el gas disuelto y una

reducción en la presión liberará más gas y formará una fase de gas libre

en el yacimiento (Capa secundaria de gas).

El volumen de gas en base al porcentaje, es igual a 100 menos el

porcentaje de líquido. El agua siempre está presente en los yacimientos

de petróleo pero no se va a incluir en esta discusión.

Realmente el petróleo es saturado en cualquier parte de la línea 2-3. El

punto de burbujeo, punto 2, es un caso especial donde se forma la

primera burbuja de gas. Desafortunadamente, la palabra “Saturado” es a

menudo utilizada para nombrar el “Punto de Burbujeo”. Gas adicional es

liberado del petróleo a medida que este se mueve desde el yacimiento a

la superficie. Esto causa un encogimiento del petróleo. No obstante la

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condición de separación cae bien dentro de la envolvente de la fase,

indicando que una cantidad relativamente grande de líquido llega a la

superficie.

El petróleo negro se caracteriza por tener un RGP inicial de 2000 PCF/BF o

menos. El RGP inicial durante la producción, cuando la presión del

yacimiento declina por debajo del punto de burbujeo del petróleo, los barriles

en el tanque usualmente tendrá una gravedad API menor a 45°. La gravedad

del petróleo decrecerá ligeramente con el tiempo, hasta muy tarde durante la

producción del yacimiento, y el petróleo se tornará más oscuro indicando la

presencia de hidrocarburos pesados.

Los análisis de laboratorio indicaran un factor volumétrico de formación de

menores de 1.5 BY/BF. El factor volumétrico de formación, es la cantidad de

líquido del yacimiento en barriles requeridos para producir un barril de

petróleo a condiciones de superficie (BF). Así, el volumen de petróleo en el

punto 2 de la figura (4-12) se encoge por la mitad o menos en su viaje al

tanque de almacenamiento.

Figura N°15 Diagrama de fase del petróleo negro (Punto cricondentérmico y

cricondenbárico). (Bermudez, 2009)

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Bibliografía

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Publishing.

Bermudez, G. (4 de Octubre de 2009). Ingeniería de yacimientos. Obtenido de

http://ingenieriadeyacimientos2.blogspot.com/2009/10/introduccion.html

Mannucci, J. (2000). Caracterización Fisica de Yacimientos. Mannyron

Consultores.

Rivera, J. (2002). Practicas de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos. Lima.