Petrleo Crudo de Alta Merma o Voltil Los petrleos voltiles o Cuasicrticos son fluidos muy livianos que se presentan en estado lquido en el yacimiento, puesto que la temperatura de ste es muy cercana a la temperatura crtica del fluido. estos petrleo exhiben un alto grado de merma, que por lo general alcanza un 40% del espacio poroso disponible para hidrocarburos para una reduccin pe presin de slo 10 lpc. Este fenmeno se comprende fcilmente a partir del diagrama de fases que se muestra en la Figura N 13. Se observa que las lneas de calidad cercanas al punto crtico y a la temperatura de yacimiento se encuentran muy juntas y casi paralelas a los puntos de burbujas. La lnea AA' representa la reduccin isotrmica de la presin hasta el punto de burbujeo. Cualquier disminucin de la presin por debajo de ese punto cortar rpidamente la lnea de calidad de 75% indicando el alto grado de merma de estos crudos

Los petrleos voltiles o de alta merma contienen menos molculas pesadas que los de baja merma, y son crudos de colores verdosos hasta anaranjados oscuros, con gravedad API de 45 o mayores, y razones gas-petrleo entre 2000-8000 PCN/BN

Figura N 13. Diagrama de fase tpico de un Petrleo Voltil o de Alta Merma.

2.2 Yacimientos de Gas Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado gaseoso en el yacimiento se clasifica en Gas Condensado o Retrgrado, Gas Hmedo y Gas Seco, dependiendo de sus diagramas de fases y condiciones del yacimiento.

Gas condensado o Retrgrado Los yacimientos de gas condensado producen lquidos de color claro o sin color en la superficie, con gravedades API por encima de los 50 y RGP de 8000 a 70000 PCN/BN. El gas condensado contiene ms componentes pesados que el gas hmedo y usualmente se encuentra a profundidades mayores de 5000 pies. Un diagrama de fases tpico de gas condensado se presenta en la Figura N 14, en la cual

las condiciones del yacimiento se indican con la lnea AE.

A medida que el petrleo se remueve desde el yacimiento, la presin y la temperatura del fluido decrecen gradualmente hasta alcanzar las condiciones del separador en la superficie, lo cual se representa siguiendo la lnea A'-Separador. Si estas condiciones son bastante cercanas a la curva de burbujeo aproximadamente el 85% de petrleo producido permanece como lquido en condiciones de superficie. El remanente de los hidrocarburos es producido como gas.

Figura N 14. Diagrama de fase tpico de un Gas Condensado o Retrgrado.

Si las condiciones originales de presin y temperatura del yacimiento se encuentran dentro de la envolvente (punto D, por ejemplo), como se muestra en la Figura N 15, se habla de un yacimiento con

capa de gas. En stos, originalmente existe lquido (petrleo) en equilibrio con una capa primaria de gas en la parte superior o alta de la estructura geolgica del yacimiento. El gas se encuentra en el punto de roco y el petrleo en el punto de burbujeo.

Figura N 15. Diagrama de fase tpico de un yacimiento con una zona de petrleo y una capa de gas.

En esta figura se observa lo siguiente: la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crtica y la temperatura cricondentrmica del sistema, y la presin inicialmente est por encima de la presin de roco correspondiente a la temperatura del yacimiento. El gas denso en un yacimiento de condensado contiene lquido disuelto en cantidades que dependen de las condiciones de deposicin y de la presin y temperatura del yacimiento.

Cuando este se encuentra en el punto A, solo existe

una fase gaseosa. A medida que la presin del yacimiento declina durante el proceso de explotacin, Ocurre la condensacin retrgrada. Cuando alcanza el punto B en la Curva de Puntos de Roco, comienza a formarse lquido y su cantidad se incrementar a medida que la presin del yacimiento disminuye del punto B a D. Los componentes ms pesados son los que comienzan a condensarse cuando la presin declina isotrmicamente a lo largo de la lnea B-D. El lquido condensado moja la formacin y no puede extraerse con el gas producido. En consecuencia, es recomendable mantener las condiciones iniciales de presin de un yacimiento de gas condensado para que las fracciones de lquido permanezcan como gas hasta que ellas alcancen la superficie. Cuando se produce la transicin a las condiciones del separador en la superficie se producir entonces ms hidrocarburos lquidos Debido a una posterior reduccin de la presin, el lquido retrgrado se puede revaporizar. Esta mezcla contendr ms hidrocarburos livianos y menos hidrocarburos pesados en comparacin con el petrleo voltil. A medida que el yacimiento contina en produccin, la relacin gas-petrleo (RGP) tiende a aumentar por la prdida de algunos componentes pesados del lquido formado en el yacimiento.

Gas Hmedo

Un gas hmedo normalmente contiene componentes

de hidrocarburos mas pesados que los gases secos. En la Figura N 16 se muestra un diagrama de fase tpico donde se observa lo siguiente: la regin de las dos fases (rea interior a la curva envolvente) es algo ms extensa que la correspondiente al gas seco y el punto crtico se encuentra a una temperatura mucho mayor. La temperatura del yacimiento (en condiciones iniciales , el punto A) excede al punto cricondentrmico, de modo que en este caso, durante la explotacin (reduccin de presin siguiendo la lnea isotrmica AB), el fluido en el yacimiento siempre permanecer en estado de gas como una sola fase. Las condiciones de presin y temperatura en la superficie (separador) se encuentra en la regin de las dos fases, de modo que una fase lquida se formar o condensar a medida que el fluido es transportado hasta el separador, siguiendo el comportamiento sealado con la lnea A- Separador. La palabra hmedo en la expresin gas hmedo no significa que el gas es mojado por agua, sino que el gas contiene algunas molculas de hidrocarburos ms pesados que, en condiciones de superficie, forman una fase lquida. Entre los productos lquidos producidos en esta separacin se tienen el butano y el propano. Los gases hmedos se caracterizan por RGP en la superficie entre 60000-100000 PCN/BN, asociados

con petrleos usualmente con gravedad mayor a 60 API.

Figura N 16. Diagrama de fase tpico de un Gas Hmedo.

Gas Seco Cuando se produce con una relacin gas-petrleo mucho mayor que 100000 PCN/BN, al fluido se le denomina, comnmente, gas seco o gas natural. Este consiste, fundamentalmente de metano con poca cantidad de etano y posiblemente, muy pequeos porcentajes de otros componentes de hidrocarburos ms pesados. Tambin puede contener vapor de agua, que se condensar cuando las condiciones lo determinen. Un diagrama de fase tpico de gas seco se presenta en la Figura N 17.

En esta figura se observa:

- Tanto en condiciones de yacimiento durante la etapa de explotacin (lnea isotrmica AB) como en condiciones de superficie, en el separador el sistema se encuentra en estado gaseoso, fuera de la lnea envolvente.

- La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentrmica al igual que la temperatura de superficie en el separador, por lo que no se condensarn hidrocarburos lquidos en este sistema, ni en el yacimiento ni en la superficie.

Figura N 16. Diagrama de fase tpico de un Gas Seco.

En la siguiente Tabla se resumen algunas caractersticas importantes de los tipos de fluidos del yacimiento que sirven para identificarlos:

Tabla N 1. Caractersticas que identifican el tipo de Fluido del Yacimiento.

La Figura N 17 muestra como es el comportamiento de la Relacin gas petrleo y la Gravedad API con respecto al tiempo de produccin para cada uno de estos fluidos del yacimiento.

Figura N 17. Comportamiento de la Relacin Gas Petrleo y la Gravedad API a travs del tiempo de produccin del yacimiento.

4. Clasificacin de los Yacimientos segn los Mecanismos Naturales de Produccin La cantidad de petrleo que puede ser desplazada por la energa natural asociada al yacimiento vara con el tipo de yacimiento. Por esta razn, los yacimientos se clasifican en los siguientes tipos segn su principal fuente de energa: Yacimientos que producen por los mecanismo de Empuje Hidrulico, Empuje por Gas en Solucin, Empuje por Capa de gas, Empuje por Expansin de los fluidos, Empuje por Compactacin de las Rocas, Empuje Gravitacional y Empujes Combinados. Los Mecanismos de Produccin se pueden definir como los procesos a travs del cual la energa acumulada en los diferentes entes que conforma el yacimiento es liberada, dando lugar al desplazamiento de los fluidos a travs del sistema poroso de las rocas del yacimiento hasta los pozos productores. El proceso de entender el comportamiento de un yacimiento requiere la identificacin de los mecanismos que impulsan los fluidos hacia los pozos perforados en el yacimiento. La existencia de estos mecanismos se debe al proceso de formacin de la roca y de acumulacin de los hidrocarburos y a las condiciones de presin y temperatura existentes en el yacimiento.

Normalmente existe ms de un mecanismo responsable de la produccin de los fluidos del yacimiento, pero slo uno ser dominante en un intervalo de tiempo de tiempo. Durante la vida productiva del yacimiento, varios mecanismos pueden alcanzar la condicin de dominante. La condicin ms fundamental para que se efecte el flujo de los fluidos desde las rocas del yacimiento hacia los pozos, es que se establezca un gradiente de presin desde el yacimiento hasta el fondo de los pozos y desde estos hasta la superficie. Adicionalmente la roca debe tener la permeabilidad necesaria para permitir que los fluidos que esta contienen se puedan mover a travs del sistema poroso de las rocas. Es importante acotar, que a medida que la saturacin de petrleo se reduce en el yacimiento, la permeabilidad efectiva de la roca para este fluido tambin se reduce y la movilidad del gas o el agua aumentan de tal manera que existe menos flujo de petrleo en el yacimiento a medida que este disminuye su saturacin en la roca y generando que las tasas de produccin de crudo disminuya con el tiempo y las tasa de produccin de gas y agua aumenten. 4.1 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje Hidrulico Un yacimiento con el Mecanismo de Empuje Hidrulico llamado tambin Empuje Hidrosttico, tiene una

conexin hidrulica entre l y una roca porosa saturada con agua, denominada Acufero, que puede estar por debajo del yacimiento o de parte de l. El agua en el acufero est comprimida, pero a medida que la presin en el yacimiento se reduce debido a la produccin de petrleo, se expande y crea una invasin natural de agua en el limite yacimiento-acufero (CAP). Esta expansin del agua producir un desplazamiento de los hidrocarburos hacia los pozos de produccin. Este efecto se mantiene hasta que la capacidad expansiva del acufero se agote. La energa del yacimiento tambin aumenta por la compresibilidad de la roca del acufero, ver la Figura N 18.

Figura N 18. Yacimiento con Empuje Hidrulico: a) Condiciones Iniciales; b) En Produccin

Cuando el acufero es muy grande y contiene suficiente energa, todo el yacimiento pudiese ser

invadido por esa agua manejando apropiadamente las tasa de extraccin. En algunos yacimientos de empuje hidrosttico se pueden obtener eficiencias de recobro entre 30% y 80% del petrleo original in situ (POES). La geologa del yacimiento, la heterogneidad y la posicin estructural son variables importantes que afectan la eficiencia de recobro. La extensin del acufero y su capacidad energtica no se conoce hasta que se tienen datos de la produccin primaria, a menos que se cuente con una extensa informacin geolgica proveniente de perforaciones o de otras fuentes. La identificacin de un contacto agua-petrleo (CAP) a travs de los registros de pozos establece la existencia de este mecanismo. La importancia de este mecanismo sobre el comportamiento del yacimiento est en funcin del volumen del acufero y su conductividad (k.h). Se puede obtener una medida de la capacidad del empuje con agua a partir de la presin del yacimiento a determinada tasa de extraccin de los fluidos. Si, manteniendo la presin del yacimiento, el acufero no puede suministrar suficiente energa para alcanzar las tasas deseadas de extraccin se puede implementar un programa de inyeccin de agua en el borde de este para suplementar la energa natural. Este programa se denomina mantenimiento de presin con inyeccin de agua.

Las caractersticas mas importantes que identifican al mecanismo de empuje hidrulico son: La declinacin de las presin del yacimiento es relativamente suave pudiendo, para el caso de acuferos de gran volumen, permanecer nula.

La relacin gas-petrleo es relativamente baja y cercana al valor de la razn gas disuelto-petrleo correspondiente a la presin inicial del yacimiento.

La produccin de agua aparece relativamente temprano, principalmente en los pozos cercanos al contacto agua-petrleo.

El factor de recobro para este tipo de empuje se estima entre un 30% y un 80%

4.2 Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gas en Solucin El petrleo crudo bajo ciertas condiciones de presin y temperatura en los yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto.Cuando la presin disminuye debido a la extraccin de los fluidos, el gas se libera, se expande y desplaza al petrleo, ver la

Figura N 19.

Figura N 19. Yacimiento con Empuje por Gas en Solucin: a) Condiciones Iniciales;

b) En Produccin.

El gas que est en solucin se comienza a liberar del crudo una vez que la presin declina por debajo de la presin de burbujeo; el gas se libera en forma de burbujas inmersas dentro de la zona de petrleo, permaneciendo estticas y expandindose ocupando parte del espacio poroso que es desalojado por el petrleo producido e impulsando al crudo mientras ocurre la expansin. Luego que el gas interno liberado en la zona de petrleo alcanza la saturacin crtica, este se comienza a desplazarse hacia los pozos productores generando entonces un arrastre sobre el crudo contribuyendo as a que el crudo sea impulsado hacia dichos pozos. Este mecanismo de produccin es el ms corriente y generalmente contribuye a la produccin de la gran mayora de los yacimientos. La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en solucin, de las propiedades de las rocas y del petrleo, y de la estructura geolgica del yacimiento y generalmente predomina cuando no hay otras fuentes de energas naturales como un

acufero o capa de gas. En general, los recobros que se logran son bajos, en el orden de un 10% a un 30% del POES, debido a que el gas en el yacimiento es ms mvil que la fase de petrleo. A medida que la presin declina, el gas fluye a una tasa ms rpida que la del petrleo, provocando un rpido agotamiento de la energa del yacimiento. lo cual se nota por el incremento de las relaciones gas-petrleo (RGP) del campo. Los yacimientos con empujes por gas en solucin son, usualmente, buenos candidatos para la inyeccin de agua. Las caractersticas mas importantes que identifican al mecanismo de empuje por gas en solucin son: La presin del yacimiento declina de forma continua.

La relacin gas-petrleo es al principio menor que la razn gas disuelto-petrleo a la presin de burbujeo, luego, se incrementa hasta un mximo para despus declinar.

El factor de recobro caracterstico de yacimientos bajo este mecanismo est entre 10% y 30%