Clase 4 - Clasificación de Los Reservorios
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8/16/2019 Clase 4 - Clasificación de Los Reservorios
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Clasificación de los Reservorios de Hidrocarburos
Octubre 2011
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8/16/2019 Clase 4 - Clasificación de Los Reservorios
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Ingeniería de Reservorios II
• CLASIFICACIÓN DE LOS RESERVORIOS
•De acuerdo al Comportamiento de Fase
• De acuerdo al Mecanismo de Impulsión
Contenido
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Ingeniería de Reservorios II
DE ACUERDO AL COMPORTAMIENTO DE FASE
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
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Ingeniería de Reservorios II
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
YACIMIENTOS 1. Gas Seco
DE GAS 2. Gas Húmedo
3. Gas Condensado
YACIMIENTOS 1. Petróleo VolátilDE PETRÓLEO (Alto Encogimiento)
2. Petróleo Negro a. Liviano(Bajo Encogimiento) b. Medianoc. Pesadod. Extrapesado
(Bitumen)
Clasificación de los Yacimientos en base a los
hidrocarburos que contienen
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Ingeniería de Reservorios II
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOSPRINCIPALES CATEGORIAS DE LOS RESERVORIOS DE HCs
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Ingeniería de Reservorios II
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
Caracterización de fluidos de Yacimientos en base ainformación de pruebas de producción y análisis
cromatográficos (Mc Cain)
RGP °API C4+ C1 COLOR
GAS SECO > 100000 -- < 0.7 % > 90 % ----
GAS HUM. > 15000 < 70 < 4 < 90 INCOL.
GAS COND. > 3200 > 40 < 12.5 > 60 AM CLARO
PET. VOL. > 1750 > 40 > 12.5 < 60 AM. OSCURO
PET. NEGRO < 1750 < 45 > 20 < 50 NEG. VER.
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Ingeniería de Reservorios II
DE ACUERDO AL COMPORTAMIENTO DE FASE
RESERVORIO DE GAS SECO
No existe formación de líquidos a cualquier condición de caídade presión en el reservorio, a su temperatura, y en superficie, a
una menor temperatura.
RESERVORIO DE GAS HUMEDO
Se tiene una mayor concentración de líquidos que resulta en laformación de líquidos a las condiciones del separador ensuperficie.
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
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Ingeniería de Reservorios II
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
Reservorio de Gas Húmedo
Diagrama de fases de un Gas NaturalDiagrama de fases de un Gas Natural
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Ingeniería de Reservorios II
DE ACUERDO AL COMPORTAMIENTO DE FASE
RESERVORIO DE GAS CONDENSADO
La reducción de la presión del reservorio trae consigo primero,una condensación retrograda, y luego una revaporización delos líquidos formados
RESERVORIO DE PETROLEO VOLATIL
La temperatura del reservorio es muy cercana a la temperaturacrítica y la presión de reservorio muy cercana a la presión deburbuja
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
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Ingeniería de Reservorios II
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
Reservorio de Gas Condensado Retrogrado Reservorio de Petróleo Volátil
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Ingeniería de Reservorios II
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
Gas Condensado Petróleo Volátil
Tc < Tyac < Tcdt Tyac ≤ Tc
Gas en el yacimiento Líquido en el Yacimiento
Presenta Pto. de Rocío Presenta Pto. de Burbujeo
% C7+ < 12.5 % C7+ > 12.5
% C1 > 60 % C1 < 60
Líquido de tanque incoloro-amarillo claro Líquido de tanque amarillo-amarillooscuro
RGPi > 3200 PCN/BN 1750 ≤ RGPi < 3200 PCN/BN
Diferencia entre los Reservorios de GasCondensado y Petróleo Volátil
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Ingeniería de Reservorios II
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
“Naturally ocurring condensates are thosehydrocarbons that exist in the single gaseous phasein reservoirs whose original temperature falls in therange from he critical temperature to the maximumtemperature at which two phases can co-exist(cricondentherm). Those hydrocarbons must only be
produced from wells completed in gas condensatereservoirs and become liquid at standard conditionsof temperature and pressure”.
“Definición Aprobada”
• Límite Superior• API : 50° ó mayor• RGL : 5000 PCN/BN o mayor•
%C7+: 3.5 ó menor• Límite Inferior
• API : 45°• RGL : 5000 PCN/BN• %C7+ : 8
• Prueba Adicional• Destilación ASTM D-86
90% cond. a T ≤ 650 °F
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CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
Riqueza GPM BN/MMPCN
Alta 14.6 348 > 300
Media 9.4 224 200 - 300
Baja 7.3 173 100 – 200
Pobre 4.0 97 < 100
Clasificación de los Yacimientos de Gas Condensado
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CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
Comportamiento Retrógrado de un Reservorio de Gas
Condensado
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Ingeniería de Reservorios II
DE ACUERDO AL COMPORTAMIENTO DE FASE
RESERVORIO DE PETROLEO NEGRO
La temperatura de reservorio es bastante menor a la
temperatura crítica. La reducción de la presión debe serconsiderable para alcanzar un sustancial volumen de gas.
Los reservorios de petróleo pueden ser bajosaturados ósaturados dependiendo si están ó no asociados a una capa degas, lo cual podría ubicarlos en la región de 2 fases.
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
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CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
Reservorio de Petróleo Negro
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Ingeniería de Reservorios II
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
El Efecto de la composición sobre la RGP inicial de producción esindicada por los limites composicionales de los cinco tipos de
fluidos de reservorio
Heptano plus en el fluido de yacimiento, % molar R G P i n i c i a l d e p r o d u c c i ó n , P C N
/ B N
0 5 10 15 20 25 30
PETR LEONEGROGASSECO PETR LEOVOLÁTILGASCONDENSADO
Punto de Rocío
Punto de Burbujeo
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
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CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
EVOLUCIÓN DE LA GRAVEDAD API Y LA RGP CON ELTIEMPO
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Ingeniería de Reservorios II
MECANISMOS DE IMPULSION EN RESERVORIOS DE PETRÓLEO
MECANISMO DE COMPACTACION DE LA ROCA Y EXPANSION DEFLUIDOS
Contribuye hasta en un 4 % de la recuperación final de petróleo siel reservorio es volumétrico (limitado, sin empuje de agua) y conalta compresibil idad de la formación.
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
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MECANISMOS DE IMPULSION EN RESERVORIOS DE PETRÓLEO
MECANISMO DE GAS EN SOLUCIÓN
La energía de este mecanismo la proporciona el gas disuelto en el
petróleo.
Conocido también como mecanismo de depletación.
La recuperación de petróleo está en el rango de 12 a 37% (20% enpromedio) del petróleo in – situ.
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
http://p-q-gor%20vs%20n.ppt/http://xn--factor%20de%20recuperaci-%20gas%20en%20solucippt-dq91dvu/http://xn--factor%20de%20recuperaci-%20gas%20en%20solucippt-dq91dvu/http://p-q-gor%20vs%20n.ppt/
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CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
GOR
OIL GRAVITY
API
ARENISCAS
Max. Prom. Min.
CALIZA , DOLOMITA O CHERT
Max. Prom. Min.
60 15
30
50
12.8
21.3
34.2
8.6
15.2
24.8
2.6
8.7
16.9
28.0
32.8
39.0
4.4
9.9
18.6
0.6
2.9
8.0
200 15
30
50
13.3
22.2
37.4
8.8
15.2
26.4
3.3
8.4
17.6
27.5
32.3
39.8
4.5
9.8
19.3
0.9
2.6
7.4
600 15
30
50
18.0
24.3
35.6
11.3
15.1
23.0
6.0
8.4
13.8
26.6
30.0
36.1
6.9
9.6
15.1
1.9
(2.5)
4.3
1000 15
3050
34.433.7
21.220.2
12.611.6
32.631.8
13.212.0
(4.0)(3.1)
2000 15
30
50 40.7 24.8 15.6 32.8 (14.5) (5.0)
Factores de Recobro en Reservorios con Mecanismo de Depletación
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....................................... ..........................
.............................. ............... .... ....OIL
POZOS ENPRODUCCION
CONDICIONES
ORIGINALES
.............
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..........................
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....................................... ..........................
.............................. ............... .... ....OIL
POZOS ENPRODUCCION
50% DEPLETADO
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
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MECANISMOS DE IMPULSION EN RESERVORIOS DE PETRÓLEO
MECANISMO DE CAPA DE GAS
La energía de este mecanismo la proporciona el gas libreacumulado y comprimido en el tope de la estructura.
La presión de reservorio y la producción de petróleo declinangradualmente hasta que la capa de gas se expande para invadir alos pozos productores.
La recuperación de petróleo está en el rango de 15 a 50% (33% enpromedio) del petróleo in – situ.
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.......................... ................................ ....OIL
POZOS ENPRODUCCION
CONDICIONES
ORIGINALES
GAS CAP
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..
..........................
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............. ..................
OIL
POZOS EN
PRODUCCION
50% DEPLETADO
GAS CAP
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MECANISMOS DE IMPULSION EN RESERVORIOS DE PETRÓLEO
MECANISMO DE EMPUJE DE AGUA
La energía de este mecanismo la proporciona un acuífero (fuentede agua) adyacente al reservorio.
Si el tamaño del acuífero es considerable, el mecanismo puedeconsiderarse “ activo”
La recuperación de petróleo está en el rango de 28 a 84% (51% enpromedio) del petróleo in – situ, dependiendo si el empuje deagua es frontal o de fondo.
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
http://waterdrive.ppt/http://waterdrive.ppt/
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......................................
....OIL
POZO ENPRODUCCION
CONDICIONES
ORIGINALES
............ ............
....
.................
............
............
........
.... ........ ........ ............ .... ....
........ ............ ............
........ .... ....
.....................
....................................................
........
.... ....
.... ....
.............
..
...........................................
POZO ENPRODUCCION
50% DEPLETADO
............ ............
....
............
............
....
.... ........
ACUIFERO
ACTIVO ....
................
....................................................
........
.... ....OIL
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
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CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
MECANISMOS DE IMPULSION EN RESERVORIOS DE PETRÓLEOMECANISMO DE SEGREGACION GRAVITACIONAL
El gas libre se mueve hacia el tope de la estructura y el petróleohacia el fondo por acción de la gravedad.
La acción de este mecanismo se acentúa en reservorios con granpermeabil idad vertical ó un pronunciado buzamiento.
La recuperación de petróleo está en el rango de 40 a 80% (60% enpromedio) del petróleo in – situ.
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CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
MECANISMOS DE IMPULSION EN RESERVORIOS DE GAS
• Mecanismo de depletación
• Mecanismo de empuje de agua
