14 marzo 2009

Clasificación de los Yacimientos en Base a los Hidrocarburos que Contienen
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Yacimientos de Gas Seco


• Constituidos principalmente por metano (%C 1>90) con cantidades menores de pentano y componentes más pesados (%C5+<1).>100000 PCN/BN.
•La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica.
•Durante el agotamiento de presión del yacimiento la mezcla de hidrocarburos no entra en la región bifásica.
• Relación Gas-Petróleo (RGP)>100000 PCN/BN.
• Se pueden extraer cierta cantidad de líquido por medio de procesos criogénicos (enfriamiento).
• La composición del fluido producido no cambia durante el agotamiento de presión.
• No presenta condensación retrógrada.


Yacimientos de Gas Húmedo

• Temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica.
• Mayor contenido de componentes intermedios y pesados que los gases secos.
• La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento mientras que en superficie penetra en la región bifásica.
• El líquido del tanque tiende a ser incoloro.
• Gravedad API >60°
• El contenido de líquido de un gas húmedo es menor de 30BN/MMPCN.
• No presenta condensación retrograda durante el agotamiento de presión.
• Relación Gas-Petróleo (RGP) entre 60-100MPC/BN.


Yacimientos de Gas Condensado

• La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica.
• A condiciones iniciales del yacimiento, la mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase gaseosa.
• La cantidad de hidrocarburos pesados es mayor que en los yacimientos de gas seco y húmedo.
• Presenta condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión.
• La reducción de presión y temperatura durante el camino hacia el tanque de almacenamiento hace que la mezcla entre en la región de dos fases y origina en superficie:

-Condensado: incoloro-amarillo
-Gravedad API entre 40-60°.
-Relación Gas-Condensado (RGC) mayor que 3200PCN/BN.
-El contenido de metano del gas condensado es mayor o igual a 60% y el de C7+<12.5%.>

•La composición del fluido cambia durante el agotamiento de presión.




Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad


• Temperatura del yacimiento ligeramente menor que la temperatura critica.
• Presión crítica es aproximadamente igual a la presión cricondembárica.
• Alto encogimiento del crudo cuando la presión cae por debajo del punto de burbuja.
• A condiciones iníciales del yacimiento la mezcla se encuentra en fase líquido cerca del punto crítico.
• Contenido de C1<60%>12.5%.
• El liquido producido tiene las siguientes características:


-Relación Gas Petróleo (RGP) entre 1750-3200PCN/BN.
-Color amarillo oscuro a negro
-Gravedad API>40%
-Factor volumétrico mayor de 1,5 BY/BN.


Yacimientos de Petróleo de Baja Volatilidad


• La temperatura del yacimiento es mucho menor que la temperatura critica.
• Alto contenido de C7+>20% y bajo contenido de C1<50%.
• El líquido producido tiene las siguientes características:
-Relación Gas- Petróleo (RGP) menor de 1750PCN/BN.
-Gravedad API<45%
-Color negro o verde oscuro.
-Factor volumétrico menor de 1.5BY/BN.

Referencias: Clases de Yacimientos II (UCV)

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