Yacimiento

ÍNDICE

Pp

Introducción………………………………………………………………….. 3

Yacimientos de gas…………………………………………………………. 4

Tipos de yacimientos……………………………………………………….. 4

Gradiente de presión en pozo de gas…………………………………….. 5

Presión de fondo en pozo de gas…………………………………………. 6

Condiciones óptimas para la separación petróleo – gas……………….. 8

Cálculo de gravedad específica del gas………………………………….. 10

Razón gas – petróleo………………………………………………………. 11

Presión de separación……………………………………………………… 12

Estimación de potencial de un pozo……………………………………… 13

Determinación de ritmo óptimo de producción…………………………... 14

Reinyección de gas a reservorio………………………………………….. 15

Conclusiones………………………………………………………………... 19

Referencias Bibliográficas…………………………………………………. 20

INTRODUCCIÓN

Partiendo de que las reservas en los yacimientos explorados se dirigen a un agotamiento inminente, es urgente la búsqueda de técnicas que permitan obtener reservas adicionales de hidrocarburos en los campos de producción existentes. Para aumentar las reservas es factible aumentar el factor de recobro en los pozos.

Para adicionar grandes volúmenes de gas y petróleo mediante la recuperación secundaria, es preciso pasearse por diversas aseveraciones relacionadas con los yacimientos de gas, sus tipos, el gradiente de presión de un pozo de gas y su presión de fondo, las condiciones de separación conjuntamente con las estimaciones de potencial de un pozo y el ritmo óptimo de producción. En cuanto al gas natural que proviene de los pozos perforados durante la explotación de un yacimiento, generalmente posee características que lo hacen inadecuado para su distribución y consumo, entrando en juego las plantas de tratamiento que adecúa el gas procedente de los pozos, para el consumo, tanto domestico como industrial. Para ello existen condiciones que separan el petróleo del gas, procesos de endulzamiento y deshidratación para optimizar la producción del gas. Esta investigación abarca hasta la separación de gas – petróleo.

La importancia de las investigaciones radica en que el afianzamiento de los conocimientos conduce a la practicidad, que permitiría concretar el logro de los objetivos programados por las empresas que están enfocadas en aumentar su productividad, y que esperan disfrutar de los beneficios económicos, ambientales, organizacionales, tecnológicos y procedimentales que aportaría a las estructuras gasíferas – petroleras.

Yacimiento de Gas

Son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo.

Tipos de Yacimientos

Se clasifican en yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas condensado.

Yacimiento Gas Seco: Son yacimientos que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa como producto principal, pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura. El gas se genera gracias a un proceso de expansión, donde la cantidad de gas está relacionada con la presión del envase. Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica, además están constituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superiores e hidrocarburos que aún en superficie y a presión y temperatura de yacimiento, no condensan a condiciones de yacimiento pero si a condiciones de separador. Poseen alta energía cinética de sus moléculas y baja atracción de las mismas.

Yacimiento de Gas Húmedo: Se produce cuando el gas está mezclado con otros hidrocarburos líquidos; es decir, reencuentra en estado saturado recibiendo el nombre de gas húmedo. Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros queda atrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimiento.

Yacimiento de Gas Condensado: Producen condensación retrograda en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica. 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.

Gradiente de Presión en Pozo de Gas

Un gradiente es la diferencia entre diferentes puntos de la superficie considerando la distribución desigual de la presión atmosférica.

El gradiente de presión del gas puede ser calculado como por/144, psi/ft. Con la combinación de un solo punto de presión y el gradiente, es posible realizar las líneas de presión – profundidad, las cuales se interceptan con las líneas de gas localizadas en el contacto crudo – gas.

Un gradiente de presión es la depresión al vector perpendicular a la isobara o la superficie isobárica y dirigida hacia valores bajos de presión. Para el cálculo del gradiente en un pozo de gas seco se requiere determinar la densidad del gas a la presión y temperatura de operación, y a la profundidad a la cual se desea el gradiente. En términos generales, se sabe que la densidad incrementa su valor, con la profundidad, esto se debe al aumento de la columna de gas. Lo cual, se compensa en forma parcial por la disminución de la densidad a medida que aumenta la temperatura con la profundidad. En un margen de aproximaciones de medidas, se puede asumir una densidad constante, para extrapolaciones de hasta más o menos 500 pies (P). Luego se puede señalar que un gradiente de presión es la variación de la presión en función

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