INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS

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- Fuente.

- Camino migratorio.

- Trampa.

- Almacenaje/porosidad.

- Transmisibilidad/ Permeabilidad.

De esta manera, geológicamente los yacimientos se especifican en: estratigráficos, estructurales y combinados.

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Fig. N° 5 Clasificación geológica

Yacimientos estratigráficos, estructurales y combinados

- Estratigráficos: se compone de lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, cambios de permeabilidad.

- Estructurales: Fracturas en calizas o rocas ígneas, discordancias, fallamiento en areniscas, sinclinales, anticlinales, domos salinos.

- Combinados: se refiere a las posibles combinaciones que se presentan entre los dos grupos anteriores. Descripción realizada de acuerdo a la Figura N° 5 Clasificación geológica Yacimientos estratigráficos, estructurales y combinados.

CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL PUNTO DE BURBUJA

- Subsaturados: se describe a los yacimientos cuya presión inicial es mayor que la presión en el punto de burbuja, de manera que Originalmente solo se presenta la fase líquida. Las burbujas de gas se despegan del crudo una vez el punto de burbuja se alcanza. Eventualmente, el gas librado empieza se aglutina hasta tener condiciones de flujo hacia al pozo en cantidades cada vez incrementales.

- Saturados: son yacimientos cuya presión inicial es menor o igual que la presión en el punto de burbuja. Ver punto B y C de la Figura.N°6 .a Este yacimiento bifásico consiste de una zona gaseosa suprayaciendo una zona líquida. Puesto que la composición del gas y el crudo son totalmente diferentes, estas pueden constituirse por diagramas de fases individuales que tienen escasa relación entre ellas o en composición.

La zona líquida está en su punto de burbuja y será producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas. La capa de gas está en el punto de rocío y podría ser retrógrada o no retrógrada (yacimiento de gas). Observar Figura. 6. b y 6.c.

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Fig. N° 6.a Clasificación De Los Yacimientos De Acuerdo

Al Punto De Burbuja

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Fig. N° 6.b Diagrama de fases de la capa de gas y la zona de crudo

mostrando capa de gas retrógrada.

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Fig. N° 6.c Diagrama de fases de la capa de gas y la zona de crudo

mostrando capa de gas no retrógrada.

Clasificación de Acuerdo al Estado de los Fluido

- Petróleo negro: se fundamenta en una amplia variedad de especies químicas que encierran moléculas grandes, pesadas y no volátiles. El punto crítico está limitado hacia la pendiente de la curva. Las líneas (iso-volumétricas o de calidad) están imperceptiblemente espaciadas y tienen un rango de temperatura amplio. Los primeros crudos de este tipo fueron de color negro, de allí su nombre. También se le llama crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario. Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 °F. La gravedad decrece lentamente con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento donde vuelve a incrementarse ligeramente. Este crudo es normalmente negro (compuestos pesados) aunque pude ser marrón o verduzco. (Figura N° 7. a).

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Figura N° 7. a Diagrama de fases para el petróleo negro

- Petróleo volátil: el rango de temperatura es más pequeño que en petróleo negro. La temperatura crítica, Tcr, es también menor que en crudos negros y está cerca de la temperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR). Las líneas de calidad no están equivalentemente espaciadas y están desplazadas hacia arriba hacia el punto de burbuja. Una pequeña reducción en presión por debajo del punto de burbuja causa una liberación enorme de gas. Hasta un 50 % de estos crudos puede convertirse en gas en el yacimiento cuando la presión cae unos cientos psi debajo del punto de burbuja.

Estos también se citan como crudos de alta encogimiento o crudos cercanos al punto crítico. La Ecuación de Balance de Materia (EBM) de petróleo negro no trabaja en estos casos. El punto de división entre crudo volátil y negro es arbitrario, pero se toma como referencia la tolerancia de la EBM. Bo > 2, 1000 GOR API C7+ mayor o igual a 12.5 %, la temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica y el gas liberado puede ser del tipo gas condensado. El GOR y La API se incrementan con la producción a medida que la presión cae por debajo de la presión del punto de burbuja. El color es usualmente café claro a verde). Observar Figura N° 8. a.

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Figura N° 8. a. Diagrama de fases para el petróleo volátil

- Gas condensado (retrógrados): se describe el diagrama de fases, menor que el de los aceites negros y el punto crítico está bien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es el efecto de gases retrógrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados que los crudos. La (Tcr 60 y se incrementa a medida que la presión cae por debajo de la presión de rocío. El líquido es ligeramente colorado, marrón, anaranjado, verduzco o transparente. También se les llama condensados.

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Figura N° 9. a. Diagrama de fases para el gas retrógrado

- Gas húmedo: todo el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos con moléculas preponderantemente pequeñas yacen debajo de la temperatura del yacimiento. La línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma líquido en el yacimiento, pero si en superficie (dos fases). La gravedad, mayor de 60 API, de los líquidos es similar a la de los gases retrógrados. La gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos es transparente. GOR > 15000 pcs/STB y permanece constante durante toda la vida del yacimiento. Se producen menos de 60 STB crudo por cada millón de