Los diferentes tipos de fluidos que se pueden encontrar En un yacimiento

elaborado por: paola andrea duarte

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Hoy en da para el campo petrolero es fundamental conocer acerca de los tipos de fluidos que podemos encontrar en un yacimiento, uno de sus principales estudios son sus caractersticas que son partes fundamental para diferenciar un fluido de los otros. Esas caractersticas se clasifican como su forma, sus colores representativos y lo ms importante sus distintos diagramas con ciertas propiedades de cada uno. Cmo se logra la identificacin de cada fluidos? sencillamente se da mediante una observacin de una cierta cantidad de muestra del fluido en el laboratorio donde all se realizan ciertas pruebas, donde deben cumplir unos criterios que ya estn estandarizados.

Sin embargo no podemos dejar atrs otros indicadores que se utilizan para determinar el tipo de fluido. Por ende se debe resaltar dichos indicadores los cuales son: la tasa de produccin inicial, la gravedad especfica del lquido almacenado y el color del lquido. Pero hay uno de esos indicadores que es el ms destacado para la identificacin de dichos fluidos, que se conoce como la tasa de produccin inicial de gas-aceite. As mismo se debe tener en cuenta las especies qumicas que conforman estos fluidos, por ejemplo la fraccin pesada que hace parte de las variaciones de las distintas formas y tamaos de los diagramas de fases. Pues sencillamente a medida que aumenta la fraccin pesada, el domo de fase se incrementa y se pueden encontrar un rango de presin y temperatura ms amplia que en comparacin a cuando disminuye la fraccin pesada. Debido a estos factores mencionados. La implementacin de estos diagramas de fases, son de gran ayuda para la clasificacin de los cinco tipos de fluidos que se puede encontrar en un yacimiento, y lo ms importante es que pueden identificar qu tipo de fase fluye en el yacimiento, ya que dichos figuras hacen una relacin de presin vs temperatura a condiciones que se encuentra el fluido.

Debido a lo mencionado anterior, ya que es de mucha importancia cuando se estn realizando perforaciones de pozos, en donde se producen de manera simultnea los reservorios de petrleo y gas, lo cual genera un gran desafo a la hora de implementar un sistema de extraccin. La complejidad de este tipo de pozos aumenta considerablemente cuando algunos fluidos tienen diferentes condiciones en yacimiento, ya que cuando se desea llevar a superficie debe cumplir otras condiciones o sencillamente disminuye su cantidad, como por ejemplo del aceite voltil que su B0I debe ser mayor a 2 para la cantidad de lquido en superficie.

A pesar de lo que se mencion en el prrafo anterior, aceite voltil es uno de los tipos de fluidos que los ingenieros de petrleos pueden encontrar en un yacimiento, por ende se debe mencionar los otros fluidos. Los cuales son aceite negro y los gases como gas seco, gas hmedo y gas retrogrado. Pero antes de conocer todos los cinco fluidos se empezara por las similitudes y diferencias del aceite voltil vs aceite negro. que son los que se pueden encontrar en forma lquida en un yacimiento. Sin embargo el aceite negro se distingue del aceite voltil por el gas de solucin que libera, para el caso del aceite negro se habla de un gas seco y para el aceite voltil es un gas retrogrado. Entonces de all nace la pregunta que sucede con los componentes que hacen parte de estos dos fluidos? Y Cmo varan? pues unas de las caractersticas de estos fluidos son sus componentes, primero que todo el aceite voltil es un hidrocarburo lquido que cuenta con ms componentes intermedios y livianos que un aceite negro. Por lo tanto, la gravedad a condiciones de tanque de un aceite negro gradualmente decrece ms rpido, durante la vida del yacimiento. Pero si asociamos esto con el gas que libera un aceite voltil, dicho volumen no decrecer por la prdida de condensado en la superficie.

Entonces por otro lado tenemos yacimientos con gases retrgrados que para realizar su identificacin, se tienen en cuenta los siguientes parmetros, como lo es la produccin inicial en el gas-aceite es ms que 3,200 SCF/STB y tambin tiene una temperatura crtica menor que la del yacimiento. Pero cabe resaltar su diseo en el diagrama de fase, que generalmente nos da un conocimiento de cmo funciona en condiciones iniciales, primero que todo este gas cambia de fase a travs de la lnea de roci y vuelve a condensarse el condensado formado. En conclusin el lquido retrogrado formado en un yacimiento de gas retrogrado a presiones por debajo del punto de roci del gas es prcticamente inmvil.

Continuando con el estudio de estos fluidos, De modo que se deben tener claro los conceptos de: Cmo se puede diferenciar un gas hmedo y un gas seco? Relativamente el agua en si no forma parte del gas hmedo como parte de sus componentes, Sino que el gas hmedo se refiere, al lquido que se condensa a condiciones de superficie. Pues en realidad se habla de un gas en el yacimiento que se encuentra normalmente saturado de agua. Sin embargo estas caractersticas de gases mojados y secos se dan generalmente por su tasa de produccin aceite-gas inicial mayor del 15, 000 SCF/STB.Cuando se habla de producciones de volumen de estos dos fluidos se pueden considerar unos lmites en los volmenes de gas condensados en el reservorio y la produccin acumulativa, por lo cual Incluso se llegar a pensar que la condensacin del gas es producida en la superficie y posiblemente la condensacin de algunos gases retrgrados se forme en el reservorio, los fluidos de reservorio con una produccin inicial alta pueden ser tratados como gases secos.

Despus de todo esto, la relacin ms mencionada es (el GOR), que es la relacin de produccin aceite-gas. Por lo tanto encontramos otro indicador principal para la determinacin del tipo del fluido que es la gravedad API donde se harn una explicacin de sus principios e indicadores que hacen que varen con el tiempo, todo esto relacionado con los tipos de fluidos. Primero se da explicacin del (GOR) en sus caractersticas de produccin y Las tendencias de la produccin para los cinco fluidos durante su vida en el yacimiento. El GOR es constante para los aceites siempre y cuando la presin del yacimiento sea superior a la presin del punto de burbuja. Ambos aceites exhiben incremento del GOR durante la produccin cuando existen dos fases en el yacimiento.

Teniendo en cuente que este aumento se debe a la existencia de gas del yacimiento que tiene una viscosidad mucho ms baja, por lo tanto, se mueve ms fcilmente que el aceite cuando se perfora el pozo. Por supuesto, como la presin del yacimiento decrece an ms, con respecto a la relacin de la cantidad de gas en el depsito esta aumenta. Esto provoca un aumento en la permeabilidad efectiva del gas y una disminucin en la permeabilidad efectiva al petrleo, como consecuencia a la relacin de gas a aceite.

Siguiendo con explicacin anterior, tambin los gases tienen una relacin aceite-gas. Donde all nace esta pregunta. Qu factores se observan en los gases con respecto a las variaciones del GOR?, Pues completando el estudio, se dice que cuando nosotros encontramos un yacimiento donde se involucra gases secos con asociaciones de aceites negros, esos gases secos son los que salen de la corriente de flujo en la primera etapa de separacin. Los gases retrgrados asociados con aceites voltiles liberan algunos condensados en la primera etapa de separacin. Por lo tanto, los aceites negros tienen tpicamente un GOR superficial mayor que los aceites voltiles durante la mayor parte del tiempo de produccin. Pero hablando de los gases retrgrados de cmo cambia GOR con el tiempo sencillamente lo hace as constante durante la produccin temprana, esto sucede cuando la presin est por encima de la presin del punto de roco del gas. sucede que el gas retrogrado tienden a incrementar el GOR durante la produccin a presiones por debajo del punto de roco. Pero concluyendo lo anterior podemos predecir qu valor de importancia en estos gases, es la relacin aceite-gas, pues sencillamente para analizar que sucede cuando cambiamos las condiciones de donde se encuentra el fluido, a raz de esto se puede decir: que en la superficie disminuye la produccin de condensados y aumenta el GOR, y la presin del yacimiento decrece durante la produccin. esto solo le sucede a los gases retrgrados.

Todo cambia cuando se refiere a gases hmedos, que el criterio del GOR durante la produccin de este gas se mantiene constante durante toda la vida del yacimiento, pero no se puede descartar que este gas hmedo a veces durante el periodo de su produccin se comporta como un gas retrogrado que hace un aumento en el GOR durante el tiempo de su productividad. Pero si hacemos un anlisis de las grficas planteadas en el artculo parte 5 que nos muestra la dependencia del GOR con el tiempo para un gas seco, sencillamente nos da una clara respuesta que el gas seco con el tiempo no produce lquido, ya que este tipo de fluido no tiene ninguna relacin aceite-gas.

Otro indicador que pues se ha venido mencionando son los grados API en la aplicacin de los tipos de fluidos, se dice que La gravedad API en el tanque de almacenamiento permanece constante cuando la presin del yacimiento es superior a la presin del punto de burbuja del aceite. Sin embargo, como la presin cae por debajo del punto de burbuja, la gravedad API del aceite en el tanque a condiciones de almacenamiento aumentar, Pues sencillamente sirve de manera concreta en los aceites se puedan distinguir por ejempl un aceite negro del aceite voltil.

Pero si analizamos que le sucede a un gas retrgrado, que en l es muy significativo por que produce la liberacin de aceites voltiles, lo cual aumenta la cantidad de condensados en la superficie, siendo consecuente con este condensado se mezcla con las proporciones decrecientes del petrleo producido, causando que la gravedad del lquido en el tanque a condiciones de almacenamiento aumente. Este cambio en la gravedad puede ser significativo, del orden de 10 o ms unidades de API.

Por ultimo para concretar toda la informacin obtenida en el ensayo. Primero que todo, lo mencionado en los artculos es una base para identificar el tipo de fluido ya que me seala ciertas caractersticas que debo tener a la hora de dar una clasificacin del fluido que se encuentro en el yacimiento, porque existen parmetros que fueron identificados en un laboratorio con una muestra de referencia de cada tipo de fluido, nos proporciona unas bases fundamentales para conocer que fluido podemos encontrar cuando estamos perforando y saber que elementos puedo utilizar para tener una buena productividad de cada uno. Sencillamente estos parmetros son de gran ayuda para los ingenieros de petrleo y tambin cuando se hablan de materias fundamentales en el desarrollo de proceso acadmico de un ingeniero como ingeniera de yacimiento y propiedades de los fluidos en los yacimientos.