Informe - Tipos de Yacimientos
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TIPOS DE YACIMIENTOS PRODUCCION PETROLERA II 1. Introducción. Las acumulaciones de gas y petróleo ocurren en trampas subterráneas formadas por características estructurales, estratigráficas o ambas. Por fortuna, estas acumulaciones se presentan en las partes más porosas y permeables de los estratos, siendo éstos principalmente arenas, areniscas, calizas y dolomitas, con aberturas intergranulares o con espacios porosos debidos a diaclasas, fracturas y efectos químicos. Un yacimiento es aquella parte de una trampa que contiene petróleo, gas o ambos como un solo sistema hidráulico conectado. Muchos yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidráulicamente a rocas llenas con agua, denominados acuíferos. También muchos yacimientos se hallan localizados en grandes cuencas sedimentarias y comparten un acuífero en común. En este caso, la producción de fluidos de un yacimiento causará la disminución de presión en otros, por la intercomunicación que existe a través del acuífero. Las condiciones necesarias para la formación de yacimientos son las siguientes: Roca Madre. Roca Yacimiento. Proceso de Migración. Trampas. Sello Impermeable. Si alguno de estos factores está ausente no existirá la Acumulación. Es así que los yacimientos de hidrocarburos por Página 1
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TIPOS DE YACIMIENTOSPRODUCCION PETROLERA II
1. Introducción.
Las acumulaciones de gas y petróleo ocurren en trampas subterráneas formadas
por características estructurales, estratigráficas o ambas. Por fortuna, estas
acumulaciones se presentan en las partes más porosas y permeables de los
estratos, siendo éstos principalmente arenas, areniscas, calizas y dolomitas, con
aberturas intergranulares o con espacios porosos debidos a diaclasas, fracturas y
efectos químicos. Un yacimiento es aquella parte de una trampa que contiene
petróleo, gas o ambos como un solo sistema hidráulico conectado. Muchos
yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidráulicamente a rocas llenas
con agua, denominados acuíferos. También muchos yacimientos se hallan
localizados en grandes cuencas sedimentarias y comparten un acuífero en común.
En este caso, la producción de fluidos de un yacimiento causará la disminución de
presión en otros, por la intercomunicación que existe a través del acuífero.
Las condiciones necesarias para la formación de yacimientos son las siguientes:
Roca Madre.
Roca Yacimiento.
Proceso de Migración.
Trampas.
Sello Impermeable.
Si alguno de estos factores está ausente no existirá la Acumulación. Es así que los
yacimientos de hidrocarburos por ser productos de la naturaleza son diferentes en
cuanto a sus características y no hay dos que sean iguales. Por esto es necesario
clasificarlos según a diferentes criterios. Debido a la diversidad de tipos de
yacimientos, se los puede clasificar de acuerdo a la siguiente manera:
Yacimientos según la gravedad API.
Yacimientos según la roca almacenadora.
Yacimientos según el tipo de trampa.
Yacimientos según el tipo fluido almacenado.
Yacimientos según el comportamiento de fases.
Yacimientos según su presión original.
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Yacimientos según el empuje predominante.
2. Objetivos
2.1.Objetivo General
Explicar de manera clara y concisa la clasificación de los yacimientos.
2.2.Objetivos Específicos
Explicar las condiciones críticas para que se forme el hidrocarburo.
Conocer los tipos de yacimientos según su gravedad API.
Conocer en que rocas se encuentran la mayoría de las acumulaciones de
hidrocarburos.
Comprender cuales son los tipos de trampas más comunes, donde se forman
los hidrocarburos: Estructurales, Estratigráficas y combinadas.
Conocer el diagrama de fase e interpretar de acuerdo al diagrama a qué tipo
de yacimiento corresponde: Petróleo negro, Volátil, Gas condensado, gas
húmedo o gas seco.
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3. Yacimientos según la gravedad API.
La clasificación del petróleo según su gravedad API (por sus siglas en ingles
American Petroleum Institute) es una medida de densidad que clasifica el petróleo
en extrapesado, pesado, mediano, liviano y superligero.
La gravedad API se usa universalmente para la catalogación y establecimiento de
diferenciales de precios, considerando otros factores como el contenido de azufre
y/o metales, sal, corrosividad, ect.
3.1.Crudo Extrapesado.
Es el crudo que tiene una densidad API de 10 °API.
3.2.Crudo Pesado.
Es aquel que tiene densidades API entre 10 - 22.3 °API.
3.3.Crudo Mediano.
Es definido como aquel que tiene densidades API entre 22.3 – 31.1 °API.
3.4.Crudo Liviano.
Es aquel que tiene densidades API entre 31.1 - 39 °API.
3.5.Crudo Superligero.
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Figura 1. Clasificación del Petróleo según su API Fuente: Instituto Mexicano del Petróleo
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Son los que tienen densidad API mayor a 39 °API.
4. Yacimientos según el tipo de roca Almacenadora.
4.1.Arenas.
Se denomina arena al material compuesto de partículas cuyo tamaño varía
entre 0,063 y 2 mm. Una partícula individual dentro de este rango es llamada
grano de arena. Una roca consolidada y compuesta por estas partículas se
denomina arenisca. Las partículas por debajo de los 0,063 mm y hasta 0,004
mm se denominan limo, y por arriba de la medida del grano de arena y hasta
los 64 mm se denominan grava. Pueden ser limpias y sucias.
4.2.Calizas porosas cristalinas.
Su porosidad primaria es muy baja, tiene porosidad intercristalina, pueden tener
espacios porosos muy importantes debidos a la disolución.
4.3.Calizas oolíticas.
Están compuestas fundamentalmente por oolitos, que son granos esféricos de
carbonato cálcico de origen inorgánico, con estructura concéntrica. Se formaron
en medios marinos cálidos y poco profundos (plataformas carbonatadas). Su
porosidad es intermodular, Se compone de un cúmulo de granos compactados
de caliza de forma redondeada y de diámetro entre 1 y 2 mm.
4.4.Calizas detríticas.
Se originan por erosión y transporte de calizas anteriores. Son semejantes a los
conglomerados, areniscas o arcillas, pero compuestas por clastos y cemento
calcáreo.
4.5.Calizas fracturadas o con cavernas.
Son sumamente atractivas por su alta permeabilidad debido al fracturamiento o
a la comunicación entre las cavernas.
4.6.Areniscas.
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La arenisca es una roca sedimentaria de tipo detrítico, de color variable, que
contiene clastos de tamaño arena. Después de la lutita, es la roca sedimentaria
más abundante y constituye cerca del 20 % de ellas. Los granos son gruesos,
finos o medianos, bien redondeados; de textura detrítica o plástica. El cuarzo es
el mineral que forma la arenisca cuarzosa, pero las areniscas interesantes
pueden estar constituidas totalmente de yeso o de coral.
4.7.Calizas dolomíticas.
Las rocas clasificadas como calizas comerciales contienen cantidades variables
de carbonatos de magnesio; cuando éste se halla en cantidad inferior a 5%, se
dice que la caliza es magnesiana. Una caliza que contenga entre 30% y 45% de
carbonato de magnesio se clasifica como dolomítica. La verdadera caliza
dolomítica está compuesta por mineral dolomita, que es un carbonato doble de
magnesio y calcio (CaCO3.MgCO3), y que contiene un 46% de carbonato de
magnesio, estas cales se llaman cal rica en calcio, cal magnesiana y cal
dolomítica.
5. Yacimientos según el tipo de trampa.
Desde el punto de vista geológico se utilizan Ias formas físicas de Ias estructuras
o estratos impermeables que limitan Ia roca yacimiento, donde los hidrocarburos
quedan entrampados, como el criterio más sencillo para clasificar los yacimientos.
Es así que, para la existencia de una acumulación de petróleo y gas se requieren:
Roca fuente.
Roca yacimiento.
Roca sellante.
Mecanismo de entrampamiento.
Las trampas más comunes se agrupan en tres categorías: estructurales,
estratigráficas y mixtas, estas últimas formadas por Ia combinación de Ias dos
anteriores. En algunos casos, pueden crearse trampas por factores
hidrodinámicos, pero no son Ias más comunes. A continuación se presenta una
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breve descripción de estos tipos de trampas y Ias diferentes formas de
acumulación del petróleo y del gas, de acuerdo con Ia estructura geológica
existente.
5.1.Trampas estructurales.
Las trampas estructurales se deben a procesos posteriores al depósito de los
sedimentos como por ejemplo, Ia deformación de los estratos del subsuelo
causada por fallas (fracturas con desplazamiento) y plegamientos. Hay tres
formas básicas de una trampa estructural en Ia geología del petróleo: anticlinal,
falla y domo salino.
Las más comunes e importantes son los anticlinales, debido a que son los más
fáciles de detectar y, además, porque contienen más de las ¼ partes de Ias
reservas de petróleo descubiertas en el mundo. Las fallas, son igualmente
efectivas para el entrampamiento porque en virtud del desplazamiento de Ias
capas ofrecen una barrera abrupta a Ia migración de los hidrocarburos.
En las cuencas sedimentarias es difícil encontrar los dos casos aislados:
siempre se presentan pliegues y fallas en combinación, lo cual aumenta Ias
condiciones favorables para el entrampamiento.
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Otra trampa común que sería un ejemplo de trampa muy compleja es el domo
de sal, formado por una masa de cloruro de sodio, en general de forma
cilíndrica y con un diámetro de unos 2 km cerca de la superficie, aunque el
tamaño y Ia forma de Ia cúpula puede variar. La fuente de sal originaria se
encuentra profundamente enterrada por vanas capas de sal formadas por la
evaporación natural del agua de mar. Posteriormente, estas capas de sal
siguen enterrándose por sucesivas capas de sedimentos hasta que comienzan
a fluir hacia la superficie de la tierra, empujando los sedimentos y cambiándolos
de su posición original. Un domo de sal sobre el terreno puede producir de 10 a
20 yacimientos de petróleo por separado o incluso más, a causa de una falla y
de Ia geometría de Ias capas de areniscas que lo acompañan.
En general, en las trampas estructurales, Ia roca yacimiento tiene por tope una
roca o capa impermeable y la geometría de su configuración permite que Ia
acumulación de hidrocarburos ocurra en la parte más alta de Ia estructura.
Dicha capa se denomina roca sellante o simplemente sello. En el caso de los
anticlinales, sólo se requiere un sello vertical, pero en Ias fallas deben existir
sellos en el fondo y a los lados, para que los fluidos queden entrampados.
Entre las rocas sellantes se encuentran: Ias lutitas, las evaporitas y los
carbonatos.
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5.2.Trampas estratigráficas.
Son aquéllas en donde el factor principal que Ia origina es la pérdida de
permeabilidad y porosidad de la roca yacimiento debido a un cambio litológico
como por ejemplo de arena a lutita. La presencia de este tipo de trampas está
relacionada con el ambiente en el cual se depositaron los estratos y con el sitio
que ocupan en Ia cuenca. Pueden formarse por cambios de facies o por
cambios de permeabilidad y pueden presentarse en forma de cuña alargada
encajadas entre dos estratos, como es el caso de los lentes de arena, o bien,
en arrecifes rodeados de sellos impermeables como Ias calizas porosas, entre
otras. En cualquier caso, este tipo de trampa requiere de sellos impermeables a
los lados y en el fondo para impedir Ia migración de los hidrocarburos.
Según los procesos de su evolución, Ias trampas estratigráficas se subdividen
en dos grandes grupos: locales y regionales. Al primer grupo pertenecen las
arenas que rellenan los canales fluviales, las arenas de médanos, Ias barreras
de arenas que se sedimentan a lo largo de una costa y los arrecifes calcáreos
compuestos de algas y corales. Cuando estos cuerpos rocosos se sedimentan
en forma repetida o cíclica sobre extensas regiones de la cuenca dan origen a
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las trampas regionales, que son intervalos porosos o paquetes, cuya extensión
es determinada por el ambiente sedimentario.
Según que Ias trampas sean o no afectadas por el medio, pueden ser primarias
o secundarias. Las primarias son aquellas donde Ia porosidad de Ias rocas por
ellas conformadas es la misma que la que adquirieron en el momento de su
formación. Entre estas se incluyen Ias trampas locales y Ias regionales.
Las secundarias son las que ocurren como consecuencia de modificaciones
posteriores a la formación de Ia roca. Tales son los casos de truncamiento de
los estratos contra discordancias, Ia generación de espacios vacíos en Ia roca
como consecuencia de Ia disolución de algunos minerales o la transformación
de un carbonato en dolomía cristalina.
La siguiente figura, muestra un yacimiento de carbonatos afectado por
cementación, disolución y dolomitización y, en donde, procesos posteriores a Ia
sedimentación originaron cambios laterales en Ia calidad del yacimiento y
propiciaron el entrampamiento del petróleo.
5.3.Trampas mixtas.
Este tipo de yacimiento de hidrocarburos puede estar formado por Ia
combinación de dos o más trampas estructurales y estratigráficas y en variadas
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modalidades, cuya geometría es el resultado de una combinación de procesos
tectónicos y cambios en la litología, como se muestra en la Figura a
continuación. En Ia parte a) se observa una acumulación de petróleo
entrampada por una falla inclinada, la cual está sellada por un esquisto de barro
colgante; en Ia parte b) se muestra una acumulación de petróleo entrampado en
un anticlinal fallado y por debajo la presencia de un corrimiento contra Ia pared
de la falla. Ahora bien, cada tipo de trampa puede constituir por sí un yacimiento
del cual se obtiene producción de gas y/o petróleo y también de agua.
Analizando los diferentes tipos de trampas según Ia producción, Leet y Judson
estimaron que el 80% de la producción mundial de petróleo proviene de
anticlinales, 13% de trampas estratigráficas y 1% de trampas debido a fallas. EI
remanente, 6% de Ia producción, proviene de trampas mixtas. Estos estimados
se mantienen hasta hoy día.
6. Yacimientos según el tipo de fluido almacenado.
Los yacimientos según el tipo de fluido almacenado, se clasifican en:
Yacimientos de Petróleo Negro.
Yacimientos de Petróleo liviano o volátil.
Yacimientos de Gas Condensado (Retrógrado).
Yacimientos de Gas Húmedo.
Yacimientos de Gas Seco.
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6.1.Yacimientos de Petróleo Negro.
Este tipo de petróleo tiene la característica de ser un crudo de bajo
encogimiento o crudo ordinario, compuesto principalmente de moléculas
grandes, pesadas no volátiles. Normalmente de color negro, aunque puede ser
marrón o verduzco.
Entre las características del petróleo negro se tienen las siguientes:
GOR =1000 pcs/STB.
Bo = 2 bbl/stb
API = 45°
C7+ > ó = a 30%.
T yac < a 250 °F.
Las líneas iso-volumétricas o de calidad están uniformemente espaciadas y
tienen un amplio rango de temperatura. El API decrece lentamente con el
tiempo, una vez bien avanzada la vida del yacimiento vuelve a incrementarse
ligeramente.
6.2.Yacimientos de Petróleo Liviano.
Estos tipos de petróleo, son llamados también crudos de alto encogimiento o
crudos cercanos al punto crítico. Una de sus características llamativas es que
una pequeña reducción en presión por debajo de Pb causa una gran liberación
de gas, hasta un 50 % puede convertirse en gas en el yacimiento cuando la
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presión cae unos cientos psi debajo de Pb. El color de este tipo de petróleo es
usualmente café claro a verde.
Entre las características del petróleo liviano se tienen las siguientes:
Bo > 2 bbl/stb
1 000 < GOR < 8 000 scf/STB
45 < API < 60
C7+ mayor o igual a 12.5 %
T yac ligeramente < a la crítica.
El gas liberado puede ser del tipo gas condensado. El GOR y el API
incrementan con la producción. Las líneas de calidad no están igualmente
espaciadas y están desplazadas hacia el Pb.
6.3.Yacimientos de Gas Condensado.
En estos tipos de yacimientos, si Pi > = Pr, cuando la presión cae se alcanza el
punto de saturación. El porcentaje de líquido incrementa hasta un punto donde
la disminución de presión solo encontrará gas.
El gas producido tiene menos contenido de líquido, debido a que el condensado
queda atrapado dentro de los poros de la roca (incremento del GOR). Cuando
se alcanza el Pr, la composición del fluido en el reservorio cambia (la
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envolvente se desplaza a la derecha). En estos yacimientos, el mantenimiento
de presión es fundamental para optimizar la producción.
Entre las características del gas condensado se tienen las siguientes:
GLR entre 8000 y 70000 scf/bbl
API => a 40° API.
C7+ < a 12.5 %
T yac entre Tc y T cricon.
Pc debajo y a la izquierda de la envolvente; posición determinada por la
cantidad de HCB livianos presentes en la mezcla (C1, C2 y C3). El Condensado
puede ser ligeramente colorado, marrón, anaranjado, verduzco o transparente.
6.4.Yacimientos de Gas Húmedo.
Diagrama de fases de HCB de moléculas predominantemente pequeñas por
debajo de la temperatura del yacimiento. La línea de presión no toca a la
envolvente; no se forma líquido en el yacimiento, pero si en superficie (dos
fases).
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6.5.Yacimientos de Gas Seco.
Mezcla de HCB formada principalmente por metano y algunos intermedios,
permanece gaseosa en superficie como en el yacimiento. No hay presencia de
líquidos ni en yacimiento ni superficie. A temperaturas (< a 50 °F), se obtienen
líquidos de estos gases.
7. Yacimientos según el comportamiento de fases.
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TIPOS DE YACIMIENTOSPRODUCCION PETROLERA II
El término fase designa cualquier porción homogénea de un sistema separada de
otra por una superficie física que pueda estar presente.
En ingeniería de yacimientos, el termino 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, 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.
En este diagrama de fase se observa lo siguiente:
En la parte (a), la línea que define las presiones a las cuales ocurre la transición
de gas a líquido, a diferentes temperaturas, se conoce como línea de presión de
vapor.
Finaliza en el punto crítico C, donde es imposible distinguir si el fluido es un
líquido o un gas, pues las propiedades intensivas de ambas fases son idénticas.
Por encima de la línea de presión de vapor, el fluido es enteramente líquido,
mientras que por debajo está en la fase gaseosa.
Para un sistema de dos componentes, el diagrama de fases será similar al
mostrado en la parte (c). En este caso, mientras existe también una región bien
definida denominada región de dos fases, donde los estados líquidos y gas
coexisten. La forma de la envolvente que define las dos fases depende de la
composición de la mezcla.
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Figura 12. Diagrama de fases de componente puro y dos componentesFuente: Libro fundamentos de ingeniería
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Considerando que en una adecuada clasificación de los yacimientos se deben
tomar en cuenta la composición de la mezcla de hidrocarburos, la temperatura y la
presión, se han utilizado diagramas de fase para hacer una clasificación mas
técnica de dichos yacimientos.
Esta clasificación de los yacimientos se representa en el siguiente diagrama de
presión-temperatura (P-T)
Definiciones para parámetros de sistemas multicomponentes:
Dew point (Punto de roció): La temperatura a una presión dada o la presión a
una temperatura dada, en la cual se condensa líquido a partir de un gas o
vapor.
Es aplicado específicamente a la temperatura a la cual el vapor de agua inicia a
condensar a partir de una mezcla gaseosa, o a la cual un hidrocarburo inicia a
condensar.
Bubble point (Punto de burbuja): La temperatura a una presión dada o la
presión a una temperatura dada, a la cual se forma el primer vapor establece
sobre un líquido.
Cricondentérma: Es la mayor temperatura a la cual las fases líquido y vapor
pueden existir en equilibrio en un sistema multicomponente.
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Figura 13. Diagrama de fases de multicomponenteFuente: Libro apuntes de comportamiento de yacimientos
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Cricondenbar: La mayor presión a la cual las fases líquido y vapor pueden
existir en equilibrio en un sistema multicomponente.
Región retrógrada: área comprendida en la zona de dos fases en la cual se
tiene condensación de líquido al disminuir la presión.
Del diagrama de fases de un sistema multicomponente, se definen tres regiones:
La primera entre cero y la temperatura crítica, corresponde a yacimientos de
aceite y gas disuelto o con presión de saturación opresión de burbuja (C1).
La segunda entre la temperatura crítica y la Cricondentérma corresponde a
yacimientos de gas y condensado, o con punto de rocío (B1).
La tercera región corresponde a una temperatura mayor que la Cricondentérma
y es la zona de yacimientos de gas de una fase.
La clasificación de los yacimientos según el comportamiento de fase es el
siguiente:
Yacimientos de Gas seco
Yacimientos de gas húmedo
Yacimientos de puntos de rocio o de condensado retrogado
Yacimientos de Pb, subsaturado o de gas disuelto
Yacimientos con capa de gas o yacimientos saturados
7.1.Yacimientos de gas seco
Considerando, por ejemplo, un yacimiento con un fluido compuesto por una
determinada mezcla de hidrocarburos y con una temperatura inicial de 300ºF y
presión inicial de 3700 psia (punto A en la figura). Como el punto A se
encuentra fuera de la región de dos fases, a la derecha del punto
“cricondentermico”, se halla en estado gaseoso y solo existirá gas seco ya que
si se disminuye la temperatura y la presión este tipo de gas no logra entrar a la
envolvente y formar las primeras gotas de condensado.
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A partir del diagrama de fases
TIPOS DE YACIMIENTOSPRODUCCION PETROLERA II
7.2.Yacimientos de gas húmedo
Considerando, por ejemplo, un yacimiento con un fluido compuesto por una
determinada mezcla de hidrocarburos y con una temperatura inicial de 300ºF y
presión inicial de 3700 psia (punto A en la figura 14). Como el punto A se
encuentra fuera de la región de dos fases, a la derecha del punto
“cricondentermico”, se halla en estado gaseoso, pero al disminuir la temperatura
y la presión como en el punto A2 el hidrocarburo atraviesa la envolvente y
queda dentro de la región de dos fases, el yacimiento se clasifica como de gas
húmedo.
7.3.Yacimientos de puntos de roció o de condensado retrógrado
Considere de nuevo el yacimiento con el mismo fluido, pero a una temperatura
de 180ºF y presión inicial de 3300 psia. Este punto corresponde al punto B en la
figura (14), a la derecha del punto crítico y a la izquierda del cricondentermico,
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 rocio B1 (2545 psia) y si continúa la disminución en la presión, se produce
una mayor condensación de líquido del fluido del yacimiento en forma de roció.
Debido a esto, la fase gaseosa disminuye su contenido líquido y el líquido
condensado se adhiere al material solido 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 psia). Los yacimientos en esta
zona se denomina yacimientos de punto de roció o de condensación retrógrada.
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TIPOS DE YACIMIENTOSPRODUCCION PETROLERA II
/
Es importante señalar que el termino retrogrado se emplea porque
generalmente durante una dilatación isotérmica ocurre vaporización en lugar de
condensación. En realidad, cuando se alcanza el punto de roció, debido a que
la composición del fluido producido varia, la composición del fluido remanente
en el yacimiento también cambia y la curva envolvente comienza a desviarse.
No obstante, el diagrama considerado representa una mezcla de hidrocarburos
cuya composición es constante.
7.4.Yacimientos de punto de burbujeo, subsaturado o de gas disuelto
Cuando el fluido se encuentra inicialmente en el punto C (3000 psia y 75ºF), 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
(2550 psia), 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, continua también la vaporización del
líquido, con lo cual aumenta la cantidad de vapor y disminuye la de líquido.
7.5.Yacimientos con capa de gas o yacimientos saturados
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TIPOS DE YACIMIENTOSPRODUCCION PETROLERA II
Finalmente, si la misma mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente a
2500 psia y 150ºF, punto D dentro de la envolvente de los puntos de roció 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. Un yacimiento en esta zona se denomina yacimiento con capa de gas
8. Yacimientos según su presión original.
8.1.Yacimientos de aceite bajo saturado
Su presión original es mayor que la presión de saturación. Arriba de esta
presión todo el gas presente esta disuelto en el aceite (yacimientos de aceite y
gas disuelto). Pi>Pb
8.2.Yacimientos de aceite saturado
Su presión original es igual o menor que la presión de saturación. El gas
presente puede estar libre (en forma dispersa o acumulada en el casquete) y
disuelto. Pi<= Pb si la presión en el yacimiento es mayor que la presión de
burbuja de sus fluidos, a la temperatura del yacimiento, se dice que se trata de
un yacimiento bajo saturado: si la presión en el yacimiento es igual o menor que
la presión de burbuja de sus fluidos, se dice que el yacimiento es, o esta,
saturado.
9. Yacimientos según el tipo de empuje predominante
Yacimientos por expansión de los fluidos y la roca.
Yacimientos por expansión del gas disuelto liberado.
Yacimientos por expansión del gas.
Yacimientos por segregación gravitacional.
Yacimientos por empuje hidráulico.
Yacimientos por empuje combinado.
Yacimientos por empuje artificial.
9.1.Yacimientos por expansión de los fluidos y la roca
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TIPOS DE YACIMIENTOSPRODUCCION PETROLERA II
Este proceso de desplazamiento ocurre en los yacimientos bajosaturados,
hasta que se alcanza la presión de saturación. La expulsión del aceite se debe
a la expansión del sistema. El aceite, el agua congénita y la roca se expanden,
desalojando hacia los pozos productores el aceite contenido en el yacimiento.
Dada la baja compresibilidad del sistema, el ritmo de declinación de la presión
con respecto a la extracción, es muy pronunciado.
9.2.Yacimientos por expansión del gas disuelto liberado
Una vez iniciada en el yacimiento la liberación del gas disuelto en el aceite, al
alcanzar la presión de saturación, el mecanismo de desplazamiento del aceite
se deberá, primordialmente, al empuje de gas disuelto o liberado, ya que si bien
es cierto que tanto el agua intersticial y la roca continuaran expandiéndose, su
efecto resulta despreciable, puesto que la compresibilidad del gas es mucho
mayor que la de los otros componentes de la formación. El gas liberado no fluye
inicialmente hacia los pozos, sino que se acumula en forma de pequeñas
burbujas aisladas, las cuales por motivo de la declinación de la presión, llegan a
formar posteriormente una fase continua, que permitirá el flujo de gas hacia los
pozos.
//
9.3.Yacimientos por expansión del gas
/El empuje por capa de gas consiste en una invasión progresiva de la zona de
aceite por gas, acompañada por un desplazamiento direccional del aceite fuera
Página 21Figura 15. Expansión por gas disuelto liberadoFuente: Apuntes de comportamiento de yacimientosFigura 15. Expansión por gas disuelto liberadoFuente: Apuntes de comportamiento de yacimientosFigura 15. Expansión por gas disuelto liberadoFuente: Apuntes de comportamiento de yacimientos
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de la zona de gas libre y hacia los pozos productores.
/
Los requerimientos básicos son:
Que la parte superior del yacimiento contenga una alta saturación de gas.
Que exista un continuo crecimiento o agrandamiento de la zona ocupada por
el casquete de gas.
La zona de gas libre requerida puede presentarse de tres maneras:
Existir inicialmente en el yacimiento como casquete.
Bajo ciertas condiciones, pueda formarse por la acumulación de gas liberado
por el aceite al abatirse la presión del yacimiento, a consecuencia de la
segregación gravitacional.
La capa de gas puede crearse artificialmente por inyección de gas en la parte
superior del yacimiento, si existen condiciones favorables para su
segregación.
9.4.Yacimientos por segregación gravitacional
La segregación o drene por gravedad, puede clasificarse como un mecanismo
de empuje, sin embargo, se considera más bien como una modificación de los
demás. La segregación gravitacional es la tendencia del aceite, gas y agua a
distribuirse en el yacimiento de acuerdo a sus densidades. El drene por
gravedad puede participar activamente en la recuperación del aceite.
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TIPOS DE YACIMIENTOSPRODUCCION PETROLERA II
Por ejemplo, en un yacimiento bajo condiciones favorables de segregación,
gran parte del gas liberado fluirá a la parte superior del yacimiento, en vez de
ser arrastrado hacia los pozos por la fuerza de presión, contribuyendo asi a la
formación o agrandamiento del casquete de gas y aumentando la eficiencia
total del desplazamiento.
9.5.Yacimientos por empuje hidráulico
Este empuje es debido al desplazamiento por invasión de agua, es en muchos
sentidos similar al del casquete de gas. El desplazamiento de los hidrocarburos
tiene lugar en este caso atrás y en la interface agua-aceite móvil. En este
proceso el agua invade y desplaza al aceite, progresivamente, desde las
fronteras exteriores del yacimiento hacia los pozos productores.
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Los requerimientos básicos para este proceso son:
En primer lugar una fuente adecuada que suministra agua en forma
accesible al yacimiento.
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TIPOS DE YACIMIENTOSPRODUCCION PETROLERA II
En segundo término una presión diferencial entre la zona de aceite y la zona
de agua (acuífero), que induzca y mantenga la invasión.
9.6.Yacimientos por empuje combinado
La mayoría de los yacimientos quedan sometidos durante su explotación a más
de uno de los mecanismos de desplazamientos explicados. Por ejemplo: un
yacimiento grande puede comportarse inicialmente como productos por empuje
de gas disuelto.
Después de un corto periodo de producción, la capa de gas asociada actúa
efectivamente y contribuye substancialmente a desplazar aceite.
Posteriormente, después de una extensa extracción, la presión del yacimiento
caerá lo suficiente como para establecer la entrada de agua del acuífero, de
modo que el empuje por agua se presentara como parte importante del
mecanismo de desplazamiento.
9.7.Yacimientos por empuje artificial
Pero, si la presión es solamente suficiente para que los fluidos, especialmente
el petróleo, lleguen a un cierto nivel en el pozo, entonces; el pozo deberá
hacerse producir por medios de Levantamientos artificial.
Cuando un pozo deja de producir por flujo natural, se debe generalmente al
incremento en el porcentaje de agua o a una declinación de presión del
yacimiento. En ese momento, es necesario aplicar una energía adicional para
levantar el fluido hasta la superficie.
Los métodos de Levantamiento Artificial son:
Levantamiento Artificial por Gas (Gas Lift).
Bombeo Mecánico.
Bombeo Electrosumergible (B.E.S.).
Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P.).
Bombeo Hidráulico.
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