Clasificación De Pozos

Introducción.

Identificar el tipo de yacimiento desde el inicio de su descubrimiento, es de gran importancia, ya que a partir de los hidrocarburos contenidos en él, se realizan los planes de desarrollo del campo, se diseñan las instalaciones de producción adecuadas y se

comprometen cuotas de producción en el mercado interno y externo, entre otras cosas.

Los campos de Pemex Exploración y Producción tienen toda la gama de yacimientos existentes que van desde Aceite Negro, Volátil, Gas y Condensado y Gas Seco y Húmedo.

Del total de las reservas probadas o 1P, es decir, de los 10,501 millones de barriles de aceite, el 62.3 por ciento (6,546 millones de barriles) corresponde a yacimientos de aceite negro.

Asimismo, durante el año 2007 el 66.7 por ciento de la producción de aceite fue aportada por yacimientos de aceite negro, mientras que el 53.0 por ciento de la producción de gas no asociado fue extraída de yacimientos de gas seco.

Toda perforación o excavación que se realiza en un determinado terreno con el propósito de localizar y extraer petróleo, se denomina pozo petrolero o petrolífero.

Resulta interesante saber que, desde que comenzó esta práctica, el modo de realizar esta clase de huecos en la tierra se fue modificando con el paso de los años. Los más antiguos se lograban con la técnica de la percusión al martillar una herramienta que se sujetaba a un cable, pero para facilitar la tarea y agilizar los tiempos tiempo después se priorizó la opción de perforación rotatoria. Después llegarían las alternativas de la perforación desviada y la perforación direccional. Esta última modalidad, dicen quienes se especializan en cuestiones relacionadas al petróleo, puede describirse a su vez de manera específica según el grado de inclinación de los ángulos considerados para trabajar. Así, entonces, es posible diferenciar a los pozos petroleros direccionales de tipo tangencial (con estructura de ‘S’) y a los que recuerdan la apariencia de la letra ‘J’.

Hoy en día, gracias a la modernización de los equipos y a los recursos disponibles, es posible realizar múltiples clases de perforaciones, cada una de las cuales ofrece determinadas ventajas en función de los propósitos de cada proyecto. En ocasiones, según se desprende de la realidad, los pozos se realizan en forma vertical; otras veces se opta por una perforación de tipo direccional donde se suele trabajar en un ángulo de aproximadamente 45 grados; y hay circunstancias donde se prefiere realizar un pozo no tan profundo y apariencia inclinada, por describir algunas posibilidades.

Las reservas se definen como aquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas a una fecha dada. En consecuencia, el concepto de reservas constituye tan sólo la parte recuperable y explotable de los recursos petroleros en un tiempo determinado.

Por tanto, es importante aclarar que algunas de las partes no recuperables del volumen original de hidrocarburos pueden ser consideradas como reservas, dependiendo de las condiciones económicas, tecnológicas, o de otra índole, que lleguen a convertirlas en volúmenes recuperables.

Las reservas probadas, o reservas 1P se definen como el volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluados a condiciones atmosféricas y bajo condiciones económicas actuales, que se estima serán comercialmente recuperables en una fecha específica, con una certidumbre razonable, derivada del análisis de información geológica y de ingeniería.

1.1 Clasificación de los yacimientos.

Los yacimientos se clasifican en:

Yacimientos de gas seco:

• La temperatura de yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica.

• Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento y en superficie, es decir, que al disminuir la presión no se condensa gas.

• Sólo se puede extraer líquido por procesos criogénicos (temperaturas por debajo de 0ºF).

• No presenta condensación retrograda.

Yacimientos de gas húmedo:

• La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica.

• Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento, pero una vez en superficie se cae en la región bifásica.

• El líquido producido es incoloro y de ºAPI mayor a 60º.

• En comparación con los gases secos, hay una mayor acumulación de componentes intermedios.

Yacimientos de gas condensado:

• Se puede definir como un gas con liquido disuelto.

• La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica.

• Los hidrocarburos se encuentran en fase gaseosa o en el punto de rocío a condiciones iniciales de yacimiento.

• Al disminuir la presión a temperatura constante entramos en la zona de condensación retrograda.

• La reducción de presión y temperatura en el sistema de producción hace que se entre en la región bifásica y origina en superficie un condensado de incoloro a amarillo, con ºAPI entre 40 y 60 y una relación gas petróleo de 5000 a 100000 (PCN/BN).

Yacimientos de petróleo de alta volatilidad:

• La temperatura del yacimiento es ligeramente menor que la temperatura crítica.

• A condiciones iniciales, los hidrocarburos se encuentran en estado líquido cerca del punto crítico.

• El equilibrio de fase tiene poca estabilidad.

• Se presenta un alto encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de la presión de burbuja.

• El líquido que se produce en este tipo de yacimientos es de color amarillo oscuro a negro, con ºAPI mayor a los 40º, la relación gas-petróleo se ubica entre 2000 y 5000 (PCN/BN) y el factor volumétrico de formación del petróleo (Bo) es mayor a 1.5 (BY/BN).

Yacimientos de petróleo negro:

• La temperatura del yacimiento es mucho menor que la temperatura crítica.

• El porcentaje de C7 es mayor al 40%.

• El líquido que produce este tipo de yacimientos es de color negro o verde oscuro, su ºAPI es menor a 40º, la relación gas-petróleo es menor de 2000 (PCN/BN) y el factor volumétrico de formación del petróleo es menor a 1.5 (BY/BN).

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