YACIMIENTO DE GAS

YACIMIENTOS DE GAS

Son aquellos que se caracterizan por:
  • La fase única de los hidrocarburos es gaseosa y permanece en ese estado durante la producción del yacimiento.
  • Las composiciones del gas producido y del gas que queda en el yacimiento son las mismas y no cambian con el tiempo, producción o tasa de producción
  • Las relaciones PVT para el gas seco son relativamente simples y se pueden predecir con razonable precisión del conocimiento único de la composición del gas.

Clasificación de los Yacimientos de Gas

En base a estos criterios de condensación y de acuerdo a su presión y temperatura inicial, podemos clasificar los Yacimientos de Gas en:

1.-De acuerdo al estado de los Fluidos

Los fluidos en un yacimiento consisten en mezclas de diferentes tipos de hidrocarburos cuyo estado depende de la composición de dicha mezcla y de las condiciones de presión y de temperatura existentes en el yacimiento. Para una composición fija de mezcla, un diagrama de presión temperatura como el mostrado en la Figura permite clasificar los yacimientos de gas en:

  • Yacimiento de Gas Seco

Son aquellos hidrocarburos que permanecen en fase gaseosa, tanto en el subsuelo como a condiciones de superficie, (a cualquier presión) en el transcurso de toda su vida productiva. La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica. Contienen principalmente metano (C1) %C1 > 90 con pequeñas cantidades de pentano (C5) y componentes más pesados % C5 + < 1.

Generalmente, presenta las siguientes características:
  • Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica. 
  • Están constituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superiores. 
  • Están constituidos por hidrocarburos que, aún en superficie y a presión y temperatura de 
  • tanque, no condensan. 
  • Poseen alta energía cinética de sus moléculas y baja atracción de las mismas. 
  • Yacimiento de Gas Húmedo

Al igual que los yacimientos de gas seco, existen en estado gaseoso a condiciones de yacimiento. A condiciones de separación en superficie la mezcla cae en la región de dos fases; producen líquido en superficie al pasar la mezcla a través del sistema de separación, generando relaciones gas-líquido que varían entre 60.000 y 100.000 PCN/BN. El líquido del tanque tiende a ser incoloro y con gravedad API mayor a 60º.

Frecuentemente presenta las siguientes características:
  • Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica. 
  • Están constituidos por hidrocarburos livianos a intermedios. 
  • Están constituidos por hidrocarburos que no condensan a condiciones de yacimiento pero si a condiciones de separador. 
  • Yacimiento de Gas Condensado

Son aquellos yacimientos de hidrocarburos que presentan condensación retrógrada en el yacimiento por debajo de la presión de rocío, y su presión se encuentra comprendida entre la temperatura crítica de la mezcla y la temperatura cricondentérmica.
Donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un líquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos, por consiguiente, el gas producido en la superficie tendrá un contenido líquido menor. El gas al disminuir la presión se condensa.

Estos tipos de yacimientos también pueden ubicarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del mismo con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo) en los diagramas de fases que relacionan estas dos variables.

Cuando la presión y la temperatura caen dentro de la región de dos fases, existirá una zona de petróleo con una capa de gas en la parte superior. La zona de petróleo producirá como un yacimiento de petróleo de punto de burbujeo y la capa de gas como un yacimiento monofásico de gas o como un yacimiento retrogrado de gas. Su relación gas-líquido producido son mayores a 3200 PCN/BN.

La Figura muestra la estructura más común de un yacimiento y la ubicación del gas condensado dentro de éste.

Figura. Diagrama de Fase de un Yacimiento de gas Condensado.

Clasificación de los Yacimientos de Gas Condensado

Para efectos de predicción, los yacimientos de gas condensado se puede clasificar de acuerdo a su comportamiento físico en:

  • Yacimientos Subsaturados

Son aquellos yacimientos cuya presión inicial es mayor que la de rocío (Pi>Proc.). La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa con deficiencia de líquido en solución. Durante el agotamiento de presión, la composición del gas condensado permanece constante hasta alcanzar la presión de rocío, lo mismo la relación gas condensado en superficie.

  • Yacimientos Saturados

En este caso la presión inicial es igual a la presión de rocío (Pi=Proc.). La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal de líquido. Tan pronto disminuye la presión del yacimiento ocurre formación de líquido en el mismo, a este líquido se le llama condensado retrógrado. En ningún caso se debe tener Pi<Proc (la muestra PVT no sería representativa de la zona de gas condensado).

  • Yacimiento de Gas Condensado con Condensación Retrógrada en el Yacimiento

Estos yacimientos se caracterizan por la formación de condensado retrógrado en el yacimiento al caer la presión por debajo de la presión de rocío retrógrada. Debido a que los primeros componentes que se condensan son los menos volátiles (más pesados), el rendimiento de líquido (BN cond./MMPCN gas de separador) de lamezcla de hidrocarburos producida disminuye con tiempo (a medida que la presión de yacimientos cae por debajo de la presión de rocío).

  • Yacimiento de Gas Condensado sin Condensación Retrógrada en el Yacimiento.

La presión de estos yacimientos se mantiene igual o superior a la presión de rocío retrógrada, no ocurre condensación retrógrada en el yacimiento. La composición de la mezcla de hidrocarburos producida no varía y el rendimiento de líquido en superficie permanece aproximadamente constante. Este comportamiento es similar al de los yacimientos de GAS HÚMEDO.

La siguiente tabla  muestra en resumen los valores que caracteriza cada uno de los tipos de fluidos.

Figura. Rendimiento de Líquido de varios yacimientos.

MECANISMO DE PRODUCCIÓN EN YACIMIENTOS DE GAS

El Mecanismo de Producción es el proceso mediante el cual los fluidos del yacimiento se mueven a través del medio poroso hacia el fondo del pozo. Para comprender el comportamiento de los yacimientos y predecir su futuro, se necesita tener el conocimiento de los mecanismos de desplazamiento que dominan el comportamiento de los fluidos dentro del yacimiento. El funcionamiento general del yacimiento se determina por la energía natural y los mecanismos de empuje disponibles para el movimiento de los hidrocarburos hacia el pozo.

Tres mecanismos de producción son los responsables del recobro en yacimientos de gas, estos son:

Expansión del Gas por declinación de presión.

El 90% de la producción de un yacimiento de gas se debe a la expansión del gas. El yacimiento recibe su energía de la alta compresibilidad del gas; en el desplazamiento por expansión de gas el yacimiento tiene una gran cantidad de energía que se encuentra acumulada en forma de gas comprimido (el gas es generalmente mucho más compresible que el petróleo y el agua). Entonces, al iniciarse la producción, el gas se expande originándose el desplazamiento.La expansión del gas en el yacimiento está gobernada por el nivel de presión y por su producción. En general el empuje producto de la expansión del gas ocurre al presentarse una caída de presión en el yacimiento debido a la producción del mismo.

Expansión del Agua Connata y Reducción del Volumen Poroso por compactación al ocurrir disminución de la presión de los poros.

Los hidrocarburos que se encuentran en el yacimiento, pueden ser movidos hacia los pozos productores y así extraerlos, este movimiento de hidrocarburos puede ser originado por los procesos físicos que ocurren generalmente combinados como lo son:

Expansión del Agua Connata o Agua de Formación y Reducción del Volumen Poroso.

Dadas las condiciones de presión y temperatura existentes en los yacimientos, cualquier reducción de la presión causa una expansión de los fluidos y una reducción del volumen poroso.

La presencia del agua durante el proceso de formación de las rocas que almacenan hidrocarburos, permite identificar la expansión del agua como un mecanismo de desplazamiento. Este mecanismo de desplazamiento debe ser considerado cuando exista una porción de roca con una alta saturación de agua asociada a la zona de gas. A medida que transcurre la explotación del yacimiento y su presión se reduce, al igual que todos los otros fluidos, el agua presente en el volumen poroso del yacimiento se irá expandiendo. Esta expansión del agua producirá un desplazamiento de los hidrocarburos hacia los pozos. A este efecto se le conoce como mecanismo de empuje Expansión del Agua Connata y Reducción del Volumen Poroso; este mecanismo está presente en todos los yacimientos.

Cuando se perfora un pozo en un yacimiento, la producción favorece la reducción de presión que, a su vez, genera la expansión del agua del yacimiento. Conjuntamente ocurrirá una reducción del volumen poroso. Al mantenerse constante la presión o el peso de los estratos suprayacentes y reducirse la presión en los poros debido a la producción de los fluidos (compactación). La presión del yacimiento declina rápidamente durante el tiempo en que este mecanismo sea el dominante.

Empuje Hidráulico proveniente de un acuífero activo asociado al yacimiento de gas

El empuje hidráulico se puede presentar en alguna etapa de la vida productiva del yacimiento.

Se requiere tres condiciones:
  • Existencia de un acuífero adyacente.
  • Abatimiento de la presión en la frontera yacimiento-acuífero.
  • Que no haya barreras para la entrada de agua al yacimiento.

 
Un yacimiento que produce por empuje Hidráulico es aquel que tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y la roca saturada 100% con agua, que recibe el nombre de acuífero y que se encuentra por debajo del yacimiento y puede abarcarlo total o parcialmente.

Un yacimiento de alta permeabilidad, como las calizas fracturadas y las areniscas, en contacto con un acuífero amplia extensión de área normalmente tiene empuje de hidráulico activo. El grado en que el yacimiento es reemplazado por agua determina la eficiencia del mecanismo de empuje hidráulico. En sistemas de empuje hidráulico, que no son comunes, sustancialmente todos los fluidos son reemplazados por la intrusión de agua.

La invasión de agua se inicia en la frontera yacimiento–acuífero, lo cual traerá como consecuencia un incremento en la saturación de agua y también en la permeabilidad a este fluido, resultando un flujo simultaneo, en el caso de yacimientos fracturados, la invasión puede ser solo a las fracturas.

En todos los tipos de yacimientos con empuje hidráulico, incluyendo sistemas de empuje hidráulico completo, la declinación de la presión inicial proporciona la presión diferencial necesaria en las fronteras del yacimiento para incluir el movimiento del agua en el yacimiento.

Para resumir el comportamiento del empuje hidráulico, la primera zona productora está en contacto con un gran acuífero, normalmente de alta permeabilidad. La disminución en la capacidad de producción es menor hasta que el agua se produce. 

Espero que la información sea de mucha ayuda, gracias.!

 

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