1.2 Yacimientos Estructurales: Son aquellas trampas que fueron originadas por la acción de fuerzas tectónicas en el subsuelo y que dieron lugar a la deformación y fracturamiento de los estratos produciendo pliegues fallas y sus combinaciones. Dentro de estas se pueden destacar:

Trampas en Fallas: Son trampas que se formaron por el cizallamiento y desplazamiento de un cuerpo rocoso a lo largo de la linea de falla. Este tipo de trampas depende de la efectividad del sello y de la permeabilidad de las capas.

Figura Nº 5. Trampa en una Falla.

Trampas en Anticlinales y Sinclinales: En estas, los estratos que originalmente se encuentran horizontales se pliegan en forma de arcos o domos, ocacionando que los hidrocarburos migren desde abajo por medio de las capas permeables y porosas hacia el tope de la estructura.

Figura Nº 6. Trampa Estructural tipo Dómica.

Trampas en Domos Salinos: En estas, la acumulación de los hidrocarburos ocurre a lo largo de los flancos del domo en las rocas reservorios cortada por la inyección o levantamiento del domo salino.

Figura Nº 7. Trampa debido a un Domo Salino.

1.3 Yacimientos Mixtos o Combinados: Muchos yacimientos de petróleo y/o gas se consideran constituidos por combinación de trampas. Ello significa que tanto el aspecto estructural (combinación de pliegues y/o fallas) como los cambios estratigráficos en el estrato que forma el yacimiento (presencia de discordancias) influenciaron el entrampamiento de los hidrocarburos.

En la Figura Nº 8 se puede observar una estructura lenticular con un plano de falla que actúan como trampa para los hidrocarburos.

Figura Nº 8. Trampa Combinada con una Estructura Lenticular y una Falla.

2. Clasificación de los Yacimientos según el Diagrama de fases de los fluidos

La mejor forma de estudiar el comportamiento cualitativo de sistemas de hidrocarburos es a través de diagramas de fases. Por medio de estos

diagramas, puede conocerse el estado del fluido a determinadas condiciones de presión y temperatura, es decir, si existe 1,2 o 3 fases (gas, líquido y sólido) en equilibrio a las condiciones impuestas.

El término fase designa cualquier porción homogénea de un sistema separada de otra por una superficie física que pueda estar presente. Por ejemplo: el hielo, el agua líquida y el vapor de agua son tres fases. De hecho cada una es físicamente diferente y homogénea, y existen límites definidos entre el hielo y el agua, entre el hielo y el vapor de agua y entre el agua líquida y el agua como vapor. Por eso se puede decir que se trata de un sistema de tres fases : sólido, líquido y gas.

No obstante, en ingeniería de yacimientos, el término fase se usa para designar un fluido que no se mezcla con los otros fluidos presentes en el yacimiento. Tal es el caso por ejemplo del petróleo y del agua, que siendo ambos líquidos se consideran como dos fases debido a su inmiscibilidad.

Ahora bien, en un yacimiento, un fluido puede presentarse entres fases distintas: como líquido, como gas o como sólido, dependiendo de la composición de la mezcla de hidrocarburos, de la presión y temperatura inicial del yacimiento, y de la presión y temperatura que existen en las condiciones de producción en la superficie.

Con el propósito de explicar como se comportan los fluidos en el yacimiento considere el siguiente experimento, presentado por Dake: Un cilindro que contiene uno de los miembros mas ligeros de la serie parafínica de los hidrocarburos, por ejemplo el etano, es sometido a continuos incrementos de presión a temperatura constante. A una única presión durante el

experimento, conocida como Presión de Vapor (La Presión de Vapor o más comúnmente Presión de Saturación es la presión a la que a cada temperatura las fases líquidas y vapor se encuentran en equilibrio; su valor es independiente de las cantidades de líquido y vapor presentes mientras existan ambas fases. En la situación de equilibrio, las fases reciben la denominación de líquido saturado y vapor saturado), el etano, que a presiones bajas se encontraba en una fase gaseosa comenzará a formarse como líquido. si este experimento se repite varias veces pero a diferentes temperaturas se obtendrá lo que se llama Diagrama de Fases dePresión-Temperatura (Diagramas P-T).como el que se muestra en la Figura Nº 9 el cual permite conocer los diferentes cambios de fases que puede experimentar el etano con los cambios de presión y temperatura.

Figura Nº 9. Diagramas de Fases: a) Etano puro; b) Heptano Puro; c) 50% de Etano puro +

50% de Heptano puro.

En este diagrama se observa lo siguiente:

1. En la parte (a), la linea que define las presiones a las cuales ocurre la transición de gas a líquido, a diferentes temperaturas, se conoce como linea de presión de vapor. Finaliza en el Punto Crítico C, donde es imposible distinguir si el fluido es un líquido o un gas. El Punto Crítico se puede definir como aquella condición de presión y temperatura en donde las propiedades intensivas de la fase líquida y gaseosa de un sistema son idénticas. Por encima de la linea de presión de vapor, el fluido es enteramente líquido, mientras que por debajo está la fase gaseosa.

2. Si el experimento anterior se repite para un componente más pesado de la serie parafínica como el heptano, los resultados serán como el mostrado en la parte (b). Al comparar (a) y (b) se observa claramente que a bajas temperaturas y presiones existe una gran tendencia del componente más pesado a permanecer en fase líquida.

3. Para un sistema de dos componentes, por ejemplo una mezcla donde exista un 50% de etano y 50% de heptano, el diagrama de fase será similar al mostrado en la parte (c) de la Figura 9. En este caso, mientras existen regiones donde la mezcla de fluidos es enteramente gas o líquido, existe también una región bien definida región de dos fases o bifásica, donde los estados líquidos y gas coexisten. La forma de la envolvente que define las dos fases depende de la composición de la mezcla, estando más inclinada verticalmente si el etano es el componente predominante y más horizontalmente en el caso que lo fuera el heptano.

Ahora bien, aunque los hidrocarburos naturales son mucho más complejos que el mostrado en la Figura Nº 9 , debido a que contienen más miembros de la serie parafínica y muchas veces con algunas impurezas, el diagrama de fase se construye en forma similar como puede verse en la Figura Nº10 (a) para un gas natural.

Figura Nº 10. Diagramas de fases para sistemas multicomponentes: a) Gas Natural; b) Petróleo.

Las lineas que definen la región de dos fases se denominan así:línea de puntos de burbujeo, la que separa el líquido de la región de dos fases, y línea de puntos de rocío, la que separa el gas de la región de dos fases. Por consiguiente, al cruzar la línea de puntos de burbujeo desde el líquido hacia la región de dos fases, aparecerá la primera burbuja de gas; mientras que si se cruza la línea de puntos de rocío desde el gas, aparecerá la primera gota de líquido. Las líneas dentro de la región de dos fases representan las condiciones de presión y temperatura en donde existe el mismo porcentaje de la fase líquida o de gas a estas líneas se les llaman líneas de isocalidad.

Los puntos interiores a la curva envolvente representan el sistema formado por dos fases, es decir, la región de líquido más vapor. La máxima temperatura a la cual las dos fases coexisten y no puede formarse líquido independientemente de la presión, se denominaTemperatura Cricondentérmica y se denota por Tcdt. En contra parte, La máxima presión a la cual las dos fases coexisten y no puede formarse líquido y gas juntos independientemente de la temperatura, se denomina Presión Cricondembárica (Pcdb). Si la presión y temperatura inicial del yacimiento son tales que coinciden con el punto A en la Figura Nº 10 (a), entonces, si el yacimiento se agota isotérmicamente, lo cual es lo que se asume generalmente, la presión

declina desde A hasta el punto B, y la linea de puntos de rocío nunca se atravesará. Esto significa que sólo existirá en el yacimiento una fase gaseosa a cualquier presión. Al producir el gas hacia la superficie, tanto la presión como la temperatura disminuirán y el estado final sera algún punto X dentro de la región de dos fases o bien pudiese quedar fuera de la región bifásica lo cuál dependerá de las condiciones de separación en superficie y de la forma del diagrama de fase.

Si la presión y temperatura inicial del yacimiento son tales que el gas se encuentra en el punto C dela Figura Nº 10 (a), entonces durante el agotamiento isotérmico se comenzará a condensar líquido en el yacimiento cuando la presión cae por debajo del punto de rocío D.

La saturación de líquido máxima que se forma en el yacimiento, cuando la presión esta entre los puntos D y E en la región bifásica, es generalmente pequeña y está con frecuencia por debajo de la saturación crítica, por lo cual deberá ser excedida para que el líquido llegue a ser móvil. De lo contrario, los hidrocarburos líquidos depositados en el yacimiento, denominados condensados líquidos retrógrados, no se recuperan y, puesto que los componentes más pesados tienden a condensarse primero, esto representa una pérdida en la parte más valiosa de la mezcla de los hidrocarburos.

Si continúa el agotamiento de la presión por debajo del punto de condensación E, el condensado líquido se revaporizará. Sin embargo, esto no ocurre en el

yacimiento, porque una vez que la presión cae por debajo del punto D, el peso molecular total de los hidrocarburos restantes en el yacimiento aumenta, puesto que algunas de las parafinas más pesadas se quedan rezagadas en el espacio poroso como condensado retrógrado. Por lo tanto, los compuestos de la fase envolvente para los fluidos del yacimiento tienden a moverse hacia abajo y a la derecha, lo que inhibe así la revaporización.

En la parte (b) de la Figura Nº 10 se muestra un diagrama de fase típico para un petróleo. Según se observa, debido a que el petróleo contiene una alta proporción de los miembros más pesados de la serie parafínica de los hidrocarburos, la envolvente bifásica esta mas inclinada horizontalmente que la del gas. Si la presión y la temperatura inicial son tales que el petróleo en el yacimiento se encuentra en el punto A del diagrama, existirá solamente una fase en el yacimiento, a saber, petróleo líquido que contiene gas disuelto. La reducción de la presión isotérmicamente traerá eventualmente el crudo al punto de burbujeo B. Después de eso, la reducción adicional en la presión producirá un sistema bifásico en el yacimiento: el petróleo líquido con una cantidad de gas disuelto y un volumen de gas liberado. Desafortunadamente, cuando el petróleo líquido y el gas se someten al mismo diferencial de presión en el yacimiento, el gas por ser más móvil, viajará con mayor velocidad que el petróleo, lo que produce un cierto grado de caos en el

yacimiento y complica grandemente la descripción del flujo del fluido.

En base a lo anteriormente explicado los yacimientos de hidrocarburos se pueden clasificar de acuerdo al diagrama de fase en los siguientes tipos:

Yacimientos de Gas o de Una Sola Fase Gaseosa: si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica de la mezcla de hidrocarburos.

Considérese, por ejemplo, un yacimiento con un fluido compuesto por una determinada mezcla de hidrocarburos y con una temperatura inicial de 300 ºF y presión inicial de 3700 lpca (punto A en la Figura Nº 11) Como el punto A se encuentra fuera de la región de dos fases, a al derecha del punto cricondentérmico, se halla en estado gaseoso y solo existirá gas seco o gas húmedo en el yacimiento a cualquier presión. Los términos gas seco o gas húmedo se utilizan para diferenciar entre dos típos de gases.

Figura Nº 11. Clasificación de los Yacimientos según el Diagrama de Presión-Temperatura

Yacimientos de Punto de Rocío o de Condensado Retrógrado: si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura crítica y menor que la temperatura cricondentérmica.

Considérese de nuevo el yacimiento con el mismo fluido, pero a una temperatura de 180 ºF y presión inicial de 3300 lpca. Este punto corresponde al punto B en la figura, a la derecha del punto crítico y a la izquierda de la punto cricondentérmico, donde el fluido se encuentra en estado gaseoso. Cuando la presión disminuye, debido a la producción, ocurre el proceso de condensación retrógrada que se desarrolla de la manera siguiente: el gas comienza a condensarse en el punto de rocío, B1 (2545 lpca) y si continúa la disminución en la presión, se produce una mayor condensación de líquido del fluido del yacimiento en forma de rocío. Debido a esto, la fase gaseosa disminuye su contenido líquido y el líquido condensado

se adhiere al material sólido de la roca y permanecerá inmóvil. Por consiguiente, el gas producido en la superficie tendrá un contenido líquido menor aumentando la razón gas-petróleo de producción. Este proceso, denominado condensación retrógrada, continúa hasta llegar a un valor máximo de la relación líquido vapor en el punto B2 (2250 lpca).

Es importante señalar que el término retrógrado se emplea porque generalmente durante una dilatación isotérmica ocurre vaporización en lugar de condensación. En realidad, cuando se alcanza el punto de rocío, debido a que la composición del fluido producido varía, la composición del fluido remanente en el yacimiento también cambia y la curva envolvente comienza a desviarse.

Yacimientos de Punto de Burbujeo, Subsaturados o de gas Disuelto: Si la temperatura del yacimiento es menor que la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos.

Cuando el fluido se encuentra inicialmente en el punto C (3000 lpca y 75 ºF), a la izquierda de la temperatura crítica y encima de la curva del punto de burbujeo. A medida que la producción tiene lugar, la presión en el yacimiento disminuye hasta que se comienza a formar vapor en el punto de burbujeo, C1 (2250 lpca), originándose entonces 2 fases: vapor y líquido. Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas o una fase de gas libre. Si continúa la disminución de la presión, continúa también la

vaporización del líquido, con lo cual aumenta la cantidad de vapor y disminuye la de líquido.

Yacimientos con Capa de Gas o Yacimientos Saturados: si la mezcla de hidrocarburos se encuentra dentro de la envolvente en la región de dos fases.

Si la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente a 2500 lpca y 150 ºF, punto D dentro de la envolvente de los puntos de rocío y de burbujeo, se trata de un yacimiento de dos fases que contiene una zona de líquido o de petróleo con una capa de gas en la parte superior. Cuando la presión disminuye, por efecto de la producción, la razón gas líquido aumenta.

3. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos según el tipo de Hidrocarburos

Para designar los fluidos de yacimientos, los ingenieros de petróleo a menudo utilizan términos de uso corriente como Bitumen, Petróleo pesado, Petróleo Negro, Petróleo Volátil, Gas Condensado, Gases Húmedo y Gases Secos. Sin embargo, estos términos no tienen límites precisos de aplicación, y, por lo tanto, resulta difícil emplearlos en las áreas de transición entre petróleo volátil y gas condensado o entre petróleo volátil y petróleo negro. Por esta razón, en la industria petrolera la Razón Gas-Petróleo (RGP) junto con la gravedad del petróleo en condiciones de tanque, constituyen las propiedades más importantes de los yacimientos de hidrocarburos para clasificar los

yacimientos de petróleo y de gas. Los yacimientos de petróleo contienen de cero a unos pocos de miles de pies cúbicos de gas disuelto por barril de crudo. Los de gas pueden contener desde 5000 hasta más de 100000 pies cúbicos por cada Barril de petróleo vaporizado en el yacimiento.

2.1 Yacimientos de Petróleo

Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado líquido, en condiciones de yacimiento, comúnmente se conoce como petróleo crudo. Este a su vez, se subclasifica en dos tipos según el líquido producido en la superficie: Petróleo Crudo de Baja Merma o Petróleo Negro y Petróleo Volátil o de Alta Merma, también llamadosCuasicríticos.

Petróleo Crudo de Baja Merma o Petróleo Negro

Un petróleo crudo de baja merma o petróleo negro generalmente produce en la superficie una razón gas-petróleo de 2000 PCN/BN o menos. La palabra "negro" no es quizas la más apropiada, ya que el petróleo producido no siempre es negro, sino que varía en la gama de negro, gris y parduzco. en general de colores oscuros, con una gravedad menor de 45 ºAPI. El factor volumétrico del petróleo inicial en la formación es de 2 BY/BN o menor. La composición determinada en el laboratorio muestra la presencia de componentes mayores que el heptano en un 30%, lo cual indica la

gran cantidad de hidrocarburos pesados en este tipo de petróleos. El diagrama de fase de un petróleo negro se presenta en la Figura Nº 12, en la cual se observa lo siguiente:

- La temperatura crítica del crudo es mayor que la temperatura del yacimiento.

- La línea vertical AC es la reducción isotérmica de la presión del yacimiento a medida que el petróleo es producido.

- En el punto A el petróleo no está saturado con gas, es decir, el fluido en el yacimiento se encuentra en estado líquido. Los yacimientos en esta región (cuando la presión del yacimiento es mayor que la presión de burbujeo del crudo) se denominan Yacimientos Subsaturados o No Saturados.

- La región de dos fases cubre un amplio intervalo de presión y temperatura.

- Debido a la baja compresibilidad de los líquidos del yacimiento, la presión disminuye rápidamente con la producción, alcanzándose el punto de burbujeo A' en el cual el petróleo está saturado con gas, es decir, aparece la primera burbuja de gas y contiene gas disuelto. Si las condiciones iniciales de presión y temperatura corresponden al punto de burbuja, el yacimiento se llama Yacimiento Saturado. La palabra saturado se usa para indicar que el petróleo contiene tan alta cantidad de gas disuelto como el pueda

contener y una reducción en la presión originará la formación de una fase gaseosa.

- A medida que continua la reducción de la presión ( hacia el punto B) se forma la fase de gas y, entonces, coexisten en el yacimiento las dos fases : líquida y gas.

Figura Nº 12. Diagrama de fase típico de un Petróleo Negro o de Baja Merma.