YACIMIENTOS DE GASMECANISMOS DE PRODUCCIÓN – CÁLCULO DE RESERVAS

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.

CLASIFICACIÓN Según el Estado de los Fluidos:

Figura Nº 1. Clasificación de los yacimientos en base a los hidrocarburos que contienen.

(Tomado de Craft y Hawkins, 1968. Modificado por Martínez, 2007).

 YACIMIENTOS DE GAS SECO.Tyac > Tcrdt

Mezcla Gaseosa

YACIMIENTO DE GAS HÚMEDO.Tyac > Tcdt

Mezcla bifásica a Cond. De Separador

YACIMIENTO DE GAS CONDENSADOTc < Tyac < Tcdt

Pyac es mayor o igual a Procío

CLASIFICACIÓN

 Generalmente, presenta las siguientes características: • Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica.• Están constituidos por metano %C1>90 con pequeñas cantidades de pentano

(C5), con rastros de hidrocarburos superiores% C5 + < 1. • 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.

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.

Yacimientos de Gas Seco.

CLASIFICACIÓN

 Generalmente, 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.

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.

Yacimientos de Gas Húmedo.

CLASIFICACIÓN

Al 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.

Yacimientos de Gas Condensado.

Diagrama de Fase de un Yacimiento de gas Condensado.

CLASIFICACIÓN

 Yacimiento de Gas Condensado: Con Condensación Retrógrada.

Cuando presión del yacimiento es menor que la presión de rocío. Donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un líquido inmóvil.

Sin Condensación Retrógrada .

La presión se mantiene igual o superior a la presión de rocío. La composición de la mezcla de hidrocarburos producida no varía y el rendimiento de líquido en superficie permanece constante.

Figura N° 2. Rendimiento de Líquido de varios yacimientos.

Figura Nº 2. Diagrama de Fase de un Yacimiento de gas Condensado.

CLASIFICACIÓN

 Yacimiento de Gas Condensado: 

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).

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

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:

CLASIFICACIÓN

 Desde el punto de vista de los cambios del volumen

poroso ocupado por hidrocarburos (VPH), los yacimientos de gas se clasifican en:

Volumétricos. En yacimientos volumétricos el VPH solo varía con el cambio de presión y las compresibilidades del agua connata y formación.

No Volumétricos. El termino Yacimiento No Volumétrico aplica a yacimientos con empuje hidráulico en los cuales el volumen poroso ocupado por el gas varía continuamente con el influjo de agua (We), la presión y las compresibilidades Cw y Cf.

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

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.

1. Expansión del Gas por declinación de presión.

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

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

 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.

Al pozo estar en producción, se incrementa la diferencia entre la presión de sobrecarga y la presión de poro, lo que ocasiona una reducción del volumen poroso del yacimiento y la expansión o cambio en el volumen de los fluidos presentes.

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

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.

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

FACTOR DE RECOBRO DEL GAS

- Expansión del Gas.

Dos hechos notables de los yacimientos de gas permiten altos recobros de gas. Uno es la baja viscosidad del gas y el otro su expansibilidad. La baja viscosidad del gas resulta en una alta transmisibilidad en el yacimiento y una rápida respuesta de presión a través del área de drenaje del pozo. Este hecho permite amplios espaciamientos entre pozos en yacimientos de gas, del orden de 320 a 640 acres; y la presión del yacimiento en grandes áreas será aproximadamente la misma.

Este hecho más la alta expansibilidad del gas, significa que para el momento en que la presión haya declinado a la presión de abandono, la mayoría del gas (encima del 80 ó 90%) haya sido producido por expansión.

La fracción de hidrocarburo original en sitio que podrá ser recuperada a condiciones de superficie se conoce como factor de recobro. Dicho factor es un número entre 0 y 1.

FACTOR DE RECOBRO

- Empuje Hidráulico.

Hay, sin embargo, un hecho en la producción de los yacimientos de gas que resulta en un bajo recobro: el empuje natural de agua. A diferencia de los yacimientos de petróleo, en los que el empuje hidráulico aumenta el recobro de petróleo, en los yacimientos de gas generalmente el recobro es bajo.

Para yacimientos recién descubiertos, se usa un FR análogo de yacimientos similares a los descubiertos. Se recomienda:

Tabla Nº 2. Factor de Recobro para yacimientos ubicados en áreas desconocidas. (Gonzalo Rojas, 1985).

Tipo de Yacimiento Factor de Recobro

Yacimientos volumétricos (cerrados): 0,8 - 0,9

Yacimientos con empuje moderado de agua: 0,7 - 0,8

Yacimientos con empuje activo de agua 0,5 - 0,6

FACTORES QUE AFECTAN EL FACTOR DE RECOBRO

 • Presión de abandono: Entre menor sea la presión de abandono

mayor es el recobro de gas.

• Presencia de un acuífero: Entre mayor sea la actividad del acuífero menor es el recobro del gas.

• Permeabilidad del yacimiento: Entre mayor sea la permeabilidad, menor presión de abandono y por tanto el recobro será mayor.

• Heterogeneidad del yacimiento: El agua tiene a avanzar selectivamente por las zonas de mayor permeabilidad y a invadir rápidamente los pozos, esto produce bajo recobros de gas.

CRITERIOS DE ABANDONO DE UN YACIMIENTO DE GAS.

 1. Presión de Abandono: La presión de abandono depende de

factores técnicos y económico: - Precio de venta del gas.- Índice de productividad de los pozos. A mayor índice de

productividad de los pozos, menor presión de abandono se puede tener en la explotación de un yacimiento.

- Presión de fondo fluyente necesaria para que el gas fluya hasta las estaciones de compresión o hasta las líneas de transporte de gas (gasoductos).

 2. Inundación de los Pozos de Gas por Agua: Yacimientos de gas

con empuje hidráulico activo se abandona los pozos por alta producción de agua, cuando todavía la presión del yacimiento es alta.