REVISION DE YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO

INGENIERIA APLICADA DE YACIMIENTOS PETROLIFEROS

YACIMIENTOS DE GAS

RESUMEN

La Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos del subsuelo estudia las propiedades petrofísicas de los fluidos del yacimiento, a esto se le hacen estudios de núcleos y resultados en laboratorios con dispositivo, tales como, modelos y analizadores de yacimientos con numerosos ejercicios que se incluyen para entender las limitaciones de la ingeniería aplicada de yacimientos.

Estos temas de ingeniería de yacimientos se introducen a un nivel que puedan ser captados fácilmente por personas que poseen conocimientos básicos en biología y ciencias físicas.

En la historia de la ingeniería de yacimientos el petróleo crudo, gas natural y agua son sustancias de mayor interés para los ingenieros de petróleo. Estas sustancias pueden presentarse como sólidos o semisólidos, generalmente a presiones y temperaturas bajas, estas se presentan en forma de parafina, hidrato de gas, hielo o crudos de alto punto de flujo o de otros puntos, ambos sólidos se utilizan de forma de fluidos o lechadas.

La separación de los fluidos del yacimiento y del pozo en estados líquidos y gaseosos depende de la temperatura y presión. El estado físico de un fluido en el yacimiento generalmente varia con la presión, pues de allí la temperatura es esencialmente constante. En otros casos el estado físico del fluido en el yacimiento no esta relacionado con el estado del fluido producido en la superficie. Por consiguiente debemos tener en cuenta que la información básica más importante para los cálculos del comportamiento del yacimiento es: la presión del yacimiento.

El estudio de las propiedades de las rocas y su relación con los fluidos que contienen en estado estático se denomina Petrofisica. Las propiedades más importantes de este estudio son: porosidad, permeabilidad, saturación, distribución de fluido, conductividad eléctrica de los fluidos y de la roca, estructura porosa y radioactividad.

En 1928 ya consideraban seriamente las relaciones entre el gas y la energía y reconocieron la necesidad de buscar información más exacta respecto a sus condiciones físicas y existentes en un pozo de yacimientos. Los primeros investigadores en ingeniería de yacimiento se dieron cuente de que para calcular los volúmenes de petróleo y gas en el sitio es necesario conocer la variación y presión de las propiedades físicas de las muestras de fondo de los fluidos de yacimientos.

La ingeniería de yacimientos puede definirse como la aplicación de principios científicos a los problemas de drenaje que surgen durante el desarrollo y producción de yacimientos de gas y petróleo; se ha definido también como el arte de desarrollar y producir campos de petróleo y gas de forma que permita obtener una alta recuperación económica, podemos decir entonces que la Ingeniería de Yacimientos consiste en la ciencia de producir petróleo y gas, incluyendo un estudio de todos los factores que afectan la recuperación de dichos fluidos.

Las herramientas del ingeniero de yacimiento son: la geología del subsuelo, las matemáticas aplicada y las leyes fundamentales de física y química que controlan el comportamiento de los estados líquidos y gaseosos del petróleo crudo, gas natural y agua que se encuentran en la roca del yacimiento. En estas rocas ocurren acumulaciones de gas y petróleo en trampas subterráneas formadas por características estructurales, estratigráficas o ambas.

Un yacimiento de hidrocarburos es aquella parte de una trampa que contiene petróleo, gas o ambos como un solo sistema hidráulico conectado. Para desplazar este petróleo o gas a los pozos se debe hacer una expansión de fluidos, un desplazamiento de fluidos (natural o artificialmente), un drenaje gravitacional y una expulsión capilar del mismo para lograrlo. Durante la vida productora de un yacimiento, el predominio de un mecanismo puede cambiar de uno a otro, por razones naturales o como resultado de programas de ingeniería. Ya que el petróleo y el gas pasan por esos ciclos de migración, es lógico que tenga muchas alternativas y el objetivo del ingeniero de yacimiento consiste en planearlos para obtener máxima recuperación en un tiempo mínimo.

Bajo las condiciones iniciales del yacimiento, los hidrocarburos se encuentran bien sea en estado Monofásico (una sola fase) o en estado Bifásico (dos fases). El estado de una sola fase, puede presentarse de manera liquida, por lo tanto el gas estaría disuelto en el petróleo. Por consiguiente, habrá que calcular las reservas tanto de gas como de petróleo. Cuando este estado se presenta de manera gaseosa, y esos hidrocarburos vaporizados son recuperables como líquidos en la superficie, lo denominamos condensado o destilado de gas. Cuando existe la acumulación en estado Bifásico, al estado del vapor se le denomina capa de gas y al estado liquido subyacente zona de petróleo. Aunque los hidrocarburos en los yacimientos son cantidades fijas, la parte recuperable de gas o de petróleo dependerá del mecanismo y de los métodos de producción aplicados.

Antes de 1953 muchas de las publicaciones en el ramo de la ingeniería de yacimientos empleaban diferentes sistemas de símbolos, causando gran confusión y consumo de tiempo, tanto para el estudiante como para el ingeniero o técnico que estaba al tanto de la literatura reciente. Este obstáculo fue reconocido y tres años más tarde fue adoptado por la Sociedad de Ingenieros de Petróleo del AIME. Aunque a primera vista esta lista de símbolos se hace larga, son los subíndices y pocas letras las que se usan en muchas combinaciones. Este mismo problema fue encontrado por el Instituto Americano de Petróleo en los mapas empleados de subsuelo, isopacos, etc, y, por consiguiente, adopto también un grupo de símbolos estándar para pozos con fin de mantener uniformidad en los símbolos de mapas.

Si bien ya sabemos que el gas natural es una mezcla de compuestos de hidrógeno y carbono y pequeñas cantidades de compuestos de hidrocarburos en fase gaseosa o en solución con el petróleo crudo que hay en los yacimientos; debemos tener en cuenta que en la realidad no existen gases perfectos; sin embargo muchos gases cerca de la temperatura y presión atmosférica se aproximan al comportamiento ideal. El gas perfecto o ideal puede definirse como el gas cuyo volumen se reduce a la mitad cuando la presión se dobla, y cuya presión se doble si, manteniendo su volumen constante, doblamos su temperatura absoluta. En muchos gases, en particular los gases naturales de interés para los ingenieros de petróleo, se ha observado que si el volumen del gas se comprime a la mitad de su volumen original, la presión resultante será menor de dos veces la presión inicial; es decir, el gas es más compresible que el gas perfecto. Este comportamiento se debe a que las moléculas de los gases reales presentan dos tendencias:

1. Se apartan entre si por su constante movimiento cinético.

2. Se atraen por fuerzas eléctricas existentes entre las moléculas.

A presiones bajas estas moléculas estan distantes ya que las fuerzas de atracción son insignificativas y el gas se comporta como ideal. A temperaturas altas, la atracción entre las moléculas también es insignificativo ya que el movimiento cinético es intenso, por lo tanto el gas también se comporta como ideal.

Cuando el gas se reduce a menos de su mitad si de dobla la presión, se dice que el gas es supercompresible. El gas presenta también factores de desviación del comportamiento ideal, su símbolo es z y junto con su valor numérico se denomina factor de supercompresibilidad o más comúnmente factor de compresibilidad.

El factor de desviación del gas se define como la razón del volumen realmente ocupado por un gas a determinadas presiones y temperatura al volumen que ocuparía si fuese perfecto. Este factor debe determinarse para cada gas y cada combinación de gases a las condiciones de presión y temperatura dadas. Se mide generalmente en el laboratorio en muestras de gas obtenidas en la superficie. Si existe líquido condensado en el lugar donde se obtiene la muestra, debe tenerse cuidado para que presente el estado gaseoso a las condiciones del yacimiento. Esto puede lograrse con una boquilla especial para tomar muestras o recombinando muestras del gas del separador, del gas y liquido del tanque de almacenamiento en las proporciones en que son producidos. El factor de desviación del gas disuelto se mide en muestras de gas provenientes de solución en el petróleo obtenido durante el proceso de liberación. Por lo general se determina midiendo el volumen de una muestra de gas a determinadas condiciones de presión y temperatura, y luego midiendo el volumen de la misma cantidad de gas a presión atmosférica y a una temperatura suficientemente alta para que todo el material permanezca en estado gaseoso.

El petróleo generalmente se expresa en barriles, mientras que el gas se expresa en pies cúbicos; por consiguiente, en cálculos de yacimientos combinados, es decir, que contengan gas o petróleo, debe expresarse el volumen de petróleo en pies cúbicos o el volumen de gas en barriles. El factor volumétrico del gas relaciona el volumen del gas en el yacimiento al volumen del mismo en la superficie, es decir, a condiciones normales. Generalmente se expresa en pies cúbicos o barriles de volumen en el yacimiento por pie cúbico de gas a condiciones normales.

Para determinar el gas en un yacimiento a través de un método volumétrico debemos tener en cuenta que este método

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