Escrito por 7:24 pm Artículos de Opinión

YACIMIENTOS DE GAS

La Secretaría de Energía (SENER) define a un yacimiento como una unidad del subsuelo constituida por una roca  porosa y permeable que contiene petróleo, gas y agua, las cuales conforman un solo sistema.

En un artículo reciente que lleva por nombre CLASIFICACIÓN DE YACIMIENTOSnos explican que estos yacimientos pueden tener diferentes características que los hacen distinguir unos de otros. Por tal motivo, muchos expertos en la materia hacen una clasificación de acuerdo a ciertos parámetros de estudio, uno de ellos fue Rafael Rodríguez Nieto (1980). Éste hizo una clasificación por tipo de roca almacén, tipo de trampa, tipo de empuje predominante, presión inicial del yacimiento y tipo de fluido almacenado.

En la última clasificación tenemos yacimientos de aceite y de gas. Cada una cuenta con sus propias división y tal es el caso de los yacimientos de gas.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos define a los yacimientos de gas asociado como aquellos que dependiendo de las condiciones de presión y temperatura, se puede encontrar gas de forma libre, es decir, que el gas se separa de la fase líquida (el aceite crudo) al disminuir presión y temperatura dentro del yacimiento. Mientras que los yacimientos de gas no asociado se encuentran en yacimientos de hidrocarburos ligeros, y no forman una fase líquida (aceite crudo) a condiciones de presión y temperatura del yacimiento.

Ya explicado esto, vamos a ser énfasis en los yacimientos de gas no asociado. Ya que de acuerdo al Documento Técnico de Gas Natural de la CNH (2018), existen seis provincias que destacan por su importancia en el potencial de producción a corto y mediano plazo. En la figura 1, podemos observar el mapa de la república méxicana con las provincias más importantes productoras y el tipo de gas que producen.

Figura 1.- Mapa de la República Mexicana resaltando las principales provincias productoras de gas y el tipo de gas que producen de acuerdo a datos de la CNH(2018). Modificado del Documento Técnico de Gas Natural (CNH, 2018)

YACIMIENTOS DE GAS

Si ubicamos en un diagrama de fases Presión vs. Temperatura, y ubicamos la temperatura del yacimiento y se encuentra por encima de la temperatura crítica del sistema de hidrocarburos, el yacimiento se clasifica como un yacimiento de gas natural. De acuerdo del diagrama de fases y las condiciones predominantes del yacimiento, el gas natural se clasifica en tres categorías (figura 2), según Tarek Ahmed [2]:

Figura 2.- Clasificación de los yacimientos de gas de acuerdo a Ahmed, Tarek (1946).

       

Yacimiento de gas seco

En este tipo de yacimientos la mezcla de hidrocarburos existe en fase gaseosa tanto en el yacimiento como en las instalaciones superficiales. El único líquido que podría existir en el yacimientos sería el agua.  En la figura 3 se muestra el diagrama de fases de un yacimiento de gas seco, y se puede observar que en el punto A a condiciones de presión y temperatura en el yacimiento, se encuentra en la fase gaseosa. Conforme la presión y temperatura hacen su trayectoria (línea vertical punteada) a la superficie (punto B) sigue manteniéndose en fase gaseosa, pasando por el separador en esta misma fase.

La energía cinética de la mezcla de gas es elevada por lo que la atracción entre moléculas es tan pequeña que no se llega a unir a un líquido a condiciones de temperatura y presión en el tanque de almacenamiento.

Figura 3.- Diagrama de fases para un yacimiento de gas seco. Modificado de Tarek, Ahmed (1946).

CARACTERÍSTICAS
  • Temperatura del yacimiento: Mayor a la cricondenterma.
  • Presión crítica: A la izquierda de la cricondenbar.
  • Producción en superficie: Fuera de la región de dos fases.
  • Estado en el yacimiento: Fuera de la región de dos fases.
  • Curvas de calidad: Casi pegadas a la curva de burbuja.
  • Composición original: Casi compuesta por componentes ligeros.
  • RGA: Mayores a 20,000 metros cúbicos/metros cúbicos
  • Densidad: Mayor a 57° API
  • Color del líquido: Transparente

Yacimiento de gas húmedo

Los yacimientos de gas húmedo se representan con el diagrama de fases en la figura 4, donde la temperatura del yacimiento es mayor a la cricondenterma de la mezcla de hidrocarburos. Debido a este comportamiento el fluido del yacimientos siempre permanecerá en fase gaseosa conforme el yacimiento decline isotérmicamente, es decir a lo largo de la trayectoria en el yacimiento (línea vertical punteada A-B).

Sin embargo, conforme la mezcla de hidrocarburos se empiece a producir en superficie, la presión y la temperatura del gas irá disminuyendo hasta entrar en la envolvente de dos fases, una fase líquida se condensará fuera de la región de gas y se producirá a partir de los separadores en superficie, que es la trayectoria que tiene el fluido dentro del pozo.

Figura 4.- Diagrama de fases de presión vs. temperatura para yacimientos de gas húmedo. Modificado de Ahmed, Tarek (1946)

CARACTERÍSTICAS
  • Temperatura del yacimiento: Mayor que la cricondenterma.
  • Presión crítica: A la izquierda de la cricondenterma.
  • Producción en superficie: Dentro de la envolvente de dos fases.
  • Estado en el yacimiento: Fuera de la envolvente de dos fases.
  • Curvas de calidad: Casi pegada a la curva de burbujeo.
  • Composición original: Pequeñas cantidades de componentes intermedios.
  • RGA: 10,000 – 20,000 metros cúbicos/metros cúbicos.
  • Densidad: 45 a 57° API.
  • Color del líquido: Casi transparente.

Yacimiento de gas condensado retrógrado

Estos yacimientos se identifican por tener la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica u el cricondenterma del fluido del yacimiento. Este tipo de yacimiento de gas es único a causa del comportamiento termodinámico del fluido. Cuando la presión de estas mezclas disminuye, en lugar de expandirse en caso de ser gas o de vaporizarse en caso de ser líquido, se condensa.

Se debe tomar en cuenta que las condiciones iniciales de un yacimiento de gas retrógrado está representado por el punto 1 en el diagrama de fases presión y temperatura (figura 5). La presión del yacimiento está por encima de la presión del punto de rocío, la mezcla de hidrocarburos existe en una sola fase dentro del yacimiento. Conforme la presión del yacimiento vaya declinando a causa de estar produciendo, la presión va tener la trayectoria del punto 1, que es la presión inicial, a la presión mayor al punto de rocío, el punto 2. A medido de que esto sucede, la atracción entre los componentes ligeros y pesados  se van separando. Provocando que el líquido empiece a sufrir una condensación.

El proceso de condensación retrograda sucede a causa de la declinación de la presión de yacimiento, hasta alcanzar el punto 3, donde se alcanza la mayor pérdida de líquido. Mientras la presión sigue disminuyendo, los componentes pesados logran comenzar un proceso de vaporización (punto 3-4). Como consecuencia a esto, se produce una mayor cantidad de moléculas de líquidos que de gas en superficie.

Figura 5.- Diagrama de fases presión vs. temperatura para yacimiento de gas condensado retrógrado. Modificado de Ahmed,Tarek (1946).

CARACTERÍSTICAS
  • Temperatura del yacimiento: Menor que la cricondenterma pero mayor a la temperatura crítica.
  • Presión crítica: A la izquierda de la cricondenterma.
  • Producción en superficie: Dentro de la envolvente de dos fases.
  • Estado en el yacimiento: Si la presión de fondo fluyente es mayor que la presión de yacimiento, se encuentra fuera de la envolvente de dos fases. Pero si la presión de fondo fluyente es menor que la presión de yacimiento, dentro de la envolvente de dos fases.
  • Curvas de calidad: Tienden a pegarse a la curva de burbujeo.
  • Composición original: C7+ menor a 12.5%
  • RGA: 500 – 1,500 metros cúbicos/metros cúbicos.
  • Densidad: 41 a 57° API.
  • Color del líquido: Ligeramente coloreado.

En el país  Dynamic Software-Based Controls E&P  es una empresa líder, destacando a partir del 2014 con el monitoreo del manejo de gas con empresas 100% mexicana y posicionándose como líderes en la Producción Petrolera Privada. Destacando por tener el proyecto de telemetría de gas más grande emanado por la industria privada por el monitoreo de 200 pozos de gas en el Campo Nejo.

 

REFERENCIAS

[1] Ahmed, T. (1946). Reservoir Engineering Handbook (Segunda ed.). Gulf Professional Publishing.
[2]CNH. (2018). Comisión Nacional de Hidrocarburos. Obtenido de https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/391881/Documento_Tecnico_GasNatural_CNH2018__1_.pdf
[3]Cruz Reyes, I. (25 de Abril de 2020). Clasificación de yacimientos. EPMEX. Obtenido de https://epmex.org/news/2020/04/25/clasificacion-de-yacimientos/
[4]Cruz, K. (2019). Go conqr. Obtenido de https://www.goconqr.com/slide/12640751/gas-natural-de-pozo-petrolero
[5] Gómez Hernández, S. (2018). Apuntes de Ingeniería de Yacimientos de Gas. Coatzacoalcos, Veracruz.

 

 

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Autor: Ing. Pamela Montserrat Cortés Torres

Contacto: pamela.cortes@dyscoep.com

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