Relación Gas- Petróleo De Producción Se Representa Rp, Y Es La Razón De Los Pies cúbicos Normales (PCN) De Gas Producidos Entre Los Barriles Normales (BN) De Crudo Producidos. Veamos La Gráfica: La Liberación Instantánea (flash Liberation), Tam

Relación gas- petróleo de producción

Se representa Rp, y es la razón de los pies cúbicos normales (PCN) de gas producidos entre los barriles normales (BN) de crudo producidos. Veamos la gráfica:

La liberación instantánea (flash liberation), también llamada liberación en equilibrio, es el proceso por el cual un petróleo crudo de yacimiento se expande a temperatura constante y el gas desprendido permanece en contacto con el petróleo durante todo el tiempo de la expansión. La composición total del sistema permanece constante pero la composición de las fases del sistema gas - líquido cambia con la disminución de la presión. Es potencialmente útil para hallar la presión de burbuja. Mientras que la en la liberación diferencial, al separarse cierta cantidad de gas del petróleo de yacimiento, se removerá del sistema, perdiendo el contacto con el líquido. Esta última liberación se hace a condiciones de yacimiento y el volumen de petróleo final es llamado petróleo residual. Además, es útil para generar los diagramas de fases, ya que el sistema varía de composición continuamente. Cabe destacar la mayor parte de la producción de un yacimiento ocurre e la liberación diferencial. Para una liberación de gas en el yacimiento, esencialmente va a depender si la saturación de gas se encuentra por debajo o por encima de la saturación de gas crítica. Para la situación en la que se experimenta una saturación de gas menor o igual que la saturación crítica el tipo de liberación a emplear será del tipo instantánea. Y en el caso de que la misma sea mayor se aplicará el tipo de liberación diferencial. Cabe recordar que en superficie el gas y petróleo se mantienen en contacto así que no cabe duda que la liberación instantánea permitirá obtener todo el gas disponible.

Clasificación de los yacimientos en base a los hidrocarburos que contienen

Los parámetros que se consideran de utilidad en esta clasificación pueden dividirse en dos grupos:

Aquellos que se miden en la campo durante las pruebas de producción: Presión, temperatura, relación gas-petróleo, gravedad API y color del líquido del tanque, entre otros.

Aquellos que se obtienen en el laboratorio usando muestras representativas y simulando el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento de presión.

Dependiendo del estado en que se encuentren inicialmente la mezcla de hidrocarburos en el yacimiento, en forma general, los yacimientos se pueden clasificar en yacimientos de gas y yacimientos de líquido o petróleo. Los yacimientos de gas se subdividen en yacimientos de gas seco, de gas húmedo y de gas condensado. A su vez, los yacimientos de líquido puede ser petróleo volátil o de petróleo negro. Dependiendo de la gravedad API, los yacimientos de petróleo negro pueden subdividirse en yacimientos de crudo liviano, mediano, pesdo y extrapesado.

Antes de continuar, es necesario recordar ciertos conceptos para un mejor aprovechamiento de la información que acá se expone. Anteriormente, se definió punto de burbuja pero ahora, convenientemente se hará lo mismo con su análogo, punto de rocío, el cual es el estado de equilibrio de un sistema compuesto de petróleo y gas en el que éste último ocupa la mayor parte del sistema. De la misma manera, la presión de rocío es la presión a la que ocurre la liberación de la primera gota de petróleo o líquido.

Punto cricondentérmico: Es el punto de temperatura máxima en la curva envolvente de la región de dos fases en el diagrama de composición presión-temperatura de fluidos de yacimientos, es la temperatura máxima a la cual dos fases pueden existir.

Punto cricondenbárico: Es el punto de presión máxima en la curva envolvente de la región de dos fases en el diagrama de sistema de hidrocarburos complejos. Es la presión máxima en la cual existe el equilibrio entre vapor y líquido.

Caracterización de los yacimientos

Yacimientos de Gas seco:

La temperatura es mayor que la temperatura cricondentérmica (ver presentación, fig. 1).

Ni en yacimiento ni en superficie se introduce a la región de dos fases durante el agotamiento de presión, por lo que siempre se encuentra en fase gaseosa.

Se puede extraer cierta cantidad de líquidos por medio de procesos criogénicos.

Yacimientos de Gas húmedo:

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