ANALISIS DE HIDROCARBUROS EN POZO

Según el análisis realizado de la lectura del articulo con respecto a la composición del petróleo crudo en las primeras etapas del proceso de desarrollo, es vital para el desarrollo de un campo ya que ayuda a optimizar la explotación de los recursos. En algunas ocaciones es necesario obtener una determinación temprana de la composición del gas y de la relación gas/petróleo (RGP), esto se hace con el objetivo de determinar si terminar un pozo o no o hasta para tomar la decisión de desarrollar un campo petrolero.

En el artículo también se puede observar que los recientes desarrollos en materia de fluidos que pueden efectuarse con el probador modular de dinámica de la formación MDT; el analizador de la composición de los fluidos CFA, proporciona una medición de la composición de los fluidos de muestras extraídas directamente de la formación. La herramienta realiza esta determinación de la discriminación de las fracciones de metano, hidrocarburos livianos, hidrocarburos pesados, dióxido de carbono y agua, esta determinación ser hace en base a la absorción de la lu y la fluorescencia de los fluidos.

La nueva herramienta CFA en conjunto con otros módulos de la herramienta MDT, proporciona una determinación rápida de algunos de los componentes e indica el grado de contaminación del lodo de perforación antes de someter las muestras a un nuevo análisis.

La mejor forma de observar los cambios de fase de las mezclas de hidrocarburos que se presentan naturalmente en yacimientos de petróleo y gas (o condensado)es a través de un diagrama Presión-Temperatura (P-T) como el diagrama que se observa a continuación:

En este se observa la envolvente de fases que resulta de unir las curvas de puntos de burbujeo y puntos de rocío. En los puntos de burbujeo el sistema (mezcla de hidrocarburos) se encuentra en fase líquida en equilibrio con una cantidad infinitesimal (burbuja) de gas. En los puntos de rocío

el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal (gota) de líquido. Al punto donde se unen las curvas de burbujeo y rocío, se denomina punto crítico.

A las condiciones del punto crítico, las propiedades intensivas (aquellas que no dependen de la masa: densidad, viscosidad, etc.) del gas y líquido son idénticas. La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones: La del líquido que está situada fuera de la envolvente y a la izquierda de la temperatura crítica; la del gas que también está fuera de la envolvente pero a la derecha de la temperatura crítica y la de dos fases que se encuentra dentro de la envolvente y donde se hallan en equilibrio el gas y el líquido. En esta región se observan las líneas de isocalidad que son líneas que unen puntos de igual porcentaje volúmetrico de líquido en la mezcla líquido-gas. De esta forma, las curvas de burbujeo y rocío son líneas de 100% y 0% de líquido, respectivamente. Todas estas curvas de isocalidad también convergen en el punto crítico. Otro punto observado en el diagrama de fase es el punto de temperatura cricondentérmica (Tcdt) que es la máxima temperatura a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido (a T>Tcdt y a cualquier presión, el sistema está en fase gaseosa). También se observa el punto de presión cricondembárica (Pcdb) que se define como la máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido. La posición relativa de los puntos cricondentérmico y cricondembárico con respecto al punto crítico, depende de la composición del sistema. Para crudos, el punto cricondembárico está a la izquierda del punto crítico, en cambio, para gases naturales y gases condensados está a la derecha. Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento tiene un diagrama de fases característico, el cual permanece constante, mientras se mantenga constante la proporción de componentes en la mezcla; sufriendo modificación es cuando se altera esta proporción debido a la extracción preferencial de fluidos o a la inyección de alguno o algunos de ellos (gas natural, CO2, N2, etc.). Se puede observar que a medida que la mezcla es más liviana y volátil las presiones de burbujeo y rocío son mayores.

Con respecto a la pregunta de cuándo se denomina un yacimiento de gas condensado, húmedo, o seco en función de la temperatura se debe tener en cuenta que si la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura del punto crítico y la cricondentérmica, se puede separar líquido de la fase gaseosa dentro del yacimiento. Éstos se denominan yacimientos de gas condensado o de condensado retrógrado. El gas presente en un yacimiento con una temperatura superior a la cricondentérmica se conoce como gas húmedo si se separa líquido debido a la disminución de la presión y de la temperatura en el sistema de producción, o como gas seco si no se separa líquido ya sea en el yacimiento o en el sistema de producción.

YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO:

Estos están constituidos por los fluidos tal que por su expansión isotérmica a la temperatura del reservorio en el mismo que puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, 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. Este proceso se explica de una manera más detallada Los Yacimientos de Gas Condensado presentan condensación retrógrada en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica de la mezcla.

YACIMIENTO GAS SECO:

En éstos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura. El gas se genera gracias a un proceso de expansión, parecido al que ocurre en las bombonas, donde la cantidad de gas está relaciona da con la presión del embace. Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica, además están constituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superior es como también Están constituidos por hidrocarburosque, aún en superficie y a presión y temperatura de tanque, no condensan. Poseen alta energía cinética

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