YACIMIENTOS DE PETRÓLEO DE BAJA VOLATILIDAD


Yacimientos de Petróleo de baja volatilidad

Los yacimientos de petróleo negro tienen diversas características que los identifican entre ellas su alto contenido de componentes pesados y bajo contenido de metano. Cuando nos referimos a un alto contenido de componentes pesados es cuando el mismo tiene un porcentaje mayor al veinte por ciento y el de metano menor al cincuenta por ciento.


La temperatura crítica de la mezcla es mayor que la temperatura de estos yacimientos. Asimismo el color del liquido producido es de color negro o verde oscuro y con una RGP de menor a 2000 PCN/BN.

Asimismo estos yacimientos de baja volatilidad además de tener un factor volumétrico menor de 1.5 BY/BN pueden ser según su presión inicial yacimientos saturados o yacimientos subsaturados. Los yacimientos saturados es cuando la presión inicial es igual a presión de burbujeo, en estos casos el yacimiento puede tener una capa de gas en la zona e petróleo; por lo general este gas no presenta condensación retrograda a diferencia de los yacimientos de gas condensados. Los yacimientos subsaturados es cuando la presión inicial es mayor a la presión de burbujeo.

Entre otras de las características de estos yacimientos es que su API es menor a cuarenta y cinco grados, esto a su vez género a partir una clasificación del crudo muy importante en la industria petrolera, la cual se divide de la siguiente manera: Livianos en el que su rango de API esta comprendido entre treinta y cuarenta grados, en los Medianos se encuentra entre los veinte y treinta grados, los Pesados entre diez y veinte grados y por último los de menor a diez grados que son los Extrapesados.
A continuación se muestra un gráfico Presión vs temperatura, donde se pueden obsevar algunas de las características antes mencionadas.



Referencias:

Entradas populares de este blog

Un simple procedimiento para desarrollar curvas analíticas IPR a partir de simuladores de yacimientos con aplicación en optimización de producción

Imagen
Introducción La estimación del desempeño individual de pozos petroleros puede ser usada para determinar un método de producción óptimo, diseño de levantamiento artificial, diseño de estimulación, tratamientos y desempeño de producción. La utilización de un simulador numérico consume mucho tiempo mientras las curvas IPR pueden representar el comportamiento del yaci-miento con bajo esfuerzo computacional. Gilbert utilizo curvas que relacionaban tasa de flujo y presión. Las llamo curvas IPR. Weller desarrollo un método para calcular el comportamiento de agotamiento en yacimientos con empuje por gas en solución para todas las condiciones de saturación, con flujo de estado estable y relación gas – petróleo variable. Vogel presentó un método para estimar el comportamiento presión – producción de pozos de petróleo produciendo por empuje de gas en solución basado en los resultados de un simulador de yacimientos. Usó el método de Weller para calcular curvas IPR con una variedad de propiedades P
Leer más

Producción Simultánea

Se define como "producción simultánea" a la práctica de producir dos o más yacimientos, arenas o estratos (pozo-zonas) simultáneamente por un mismo entubado de producción; a diferencia de la práctica de “producción secuencial” en que las pozo-zonas son producidas separadamente, uno después de la otra. Siempre y cuando la presión (dígase el potencial) de producción de fondo del pozo se mantenga por debajo de las presiones de los yacimiento de cada uno de los pozo-zonas, estos aportarán fluidos al pozo. Solamente durante los lapsos de cierre del pozo, es cuando se podrían presentar flujos cruzados entre los pozo-zonas, en función de los diferenciales de presión (potencial) entre ellas. Pero, así como un pozo-zona podría tomar fluidos durante el lapso del cierre, igualmente restituiría al pozo el volumen tomado, una vez reiniciada la producción del pozo. Es importante señalar la condición de que exista la compatibilidad de los fluidos provenientes del pozo-zona, lo cual constitu
Leer más

Estimulación de Pozo (parte II)

Imagen
Estimulación de Pozo (parte II) FRACTURAMIENTO DE ESTRATOS Justificación : En ciertos casos, la invasión de filtrado y las partículas del fluido de perforación depositadas en el estrato no permiten el flujo de los hidrocarburos hacia el pozo debido a una baja permeabilidad natural, y es por ello que es necesario canales de flujo de mayor amplitud. Procedimiento : Para este método es muy importante tomar en cuenta la viscosidad, peso y composición del fluido, como también la presión de ruptura que debe aplicarse para fracturar el estrato. La inyección debe concentrarse en determinado intervalo y la prolongación del resquebrajamiento del estrato debe ser radial, es muy importante que la cementación entre el revestidor y el estrato, por encima y por debajo del intervalo escogido para hacer la inyección, sea sólida y fuerte para evitar canalización y fuga del fluido hacia arriba y/o hacia abajo, a lo largo de la cementación, o que el fluido fracture intervalos no escogidos. El fluido inyec
Leer más