Clasificacion de Yacimientos. Los yacimientos se clasifican en:
Yacimientos Yacimiento s de gas seco: y
y
La
temperatura
de
yacimiento
es
mayor
que
la
temperatura
cricondentérmica.
Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento y en superficie, es decir, que al disminuir la presión no se condensa gas.
y
Sólo se puede extraer liquido por procesos criogénicos (temperaturas por debajo de 0ºF).
y
No presenta condensación retrograda.
Yacimientos Yacimiento s de gas húmedo: y
y
La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica.
Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento, pero una vez en superficie se cae en la región bifásica.
y
y
y
El liquido producido es incoloro y de ºAPI mayor a 60º. En comparación con los gases secos, hay una mayor acumulación de componentes intermedios. La relación gas petróleo se encuentra entre 60 y 100 (MPC/BN).
Yacimientos de gas condensado: y
Se puede definir como un gas con liquido disuelto.
y y
y
y
y
La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica. Los hidrocarburos se encuentran en fase gaseosa o en el punto de rocío a condiciones iniciales de yacimiento. Al disminuir la presión a temperatura constante entramos en la zona de condensación retrograda. La reducción de presión y temperatura en el sistema de producción hace que se entre en la región bifásica y origina en superficie un condensado de incoloro a amarillo, con ºAPI entre 40 y 60 y una relación gas petróleo de 5000 a 100000 (PCN/BN).
Yacimientos de petróleo de alta volatilidad:
y
La temperatura del yacimiento es ligeramente menor que la temperatura
crítica. y
y
y
y
A condiciones iniciales, los hidrocarburos se encuentran en estado líquido cerca del punto crítico. El equilibrio de fase tiene poca estabilidad. Se presenta un alto encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de la presión de burbuja. El liquido que se produce en este tipo de yacimientos es de color amarillo oscuro a negro, con ºAPI mayor a los 40º, la relación gas-petróleo se ubica entre 2000 y 5000 (PCN/BN) y el factor volumétrico de formación del petróleo (Bo) es mayor a 1.5 (BY/BN).
Yacimientos de petróleo negro: y
La temperatura del yacimiento es mucho menor que la temperatura crítica.
y
y
El porcentaje de C7 es mayor al 40%.
y
El liquido que produce este tipo de yacimientos es de color negro o verde oscuro, su ºAPI es menor a 40º, la relación gas-petróleo es menor de 2000 (PCN/BN) y el factor volumétrico de formación del petróleo es menor a 1.5 (BY/BN).
Clasificación de Yacimientos y
Los yacimientos se pueden clasificar de acuerdo a: a) Su origen, composición mineral y textura b) A la acumulación de Hidrocarburos a).- Origen, composición mineral y textura. Las rocas acumulación son generalmente de origen sedimentario, sin embargo el hidrocarburo se encuentra ocasionalmente en rocas ígneas. Las rocas sedimentarias que contiene hidrocarburos pueden dividirse en dos clases como son: Detríticas y Químicas. Los sedimentos detríticos o clásticos provienen de la desintegración de rocas ígneas y metamórficas o de otras rocas sedimentarias, lo que ocurre por un proceso de diagénesis, meteorización, erosión y transporte, esto se deposita en una cuenca sedimentaria que con el tiempo se convierten en arenas y lutitas. Los sedimentos químicos pueden formarse como resultado de, desarrollo orgánico y precipitación, proceso por el cual se han formado la mayoría de carbonatos o por evaporación del agua de mar en cuencas cerradas. Cabe indicar que: un entendimiento adecuado de los sedimentos debe ser descriptivo y genético, debe saberse de que esta compuesto el sedimento, como se formó, como se acumulo el hidrocarburo y en consecuencia encontrar la mejor forma de producir este recurso Haciendo una consideración general se puede ver que la composición mineral esta directamente relacionada con la estructura y textura predominante con un determinado tamaño y tipo de cuerpo sedimentario, y cierto tipo de campo hidrocarburifero. Yacimientos de calizas y dolomitas. Compuestas de conchas marinas, sales de calcio y magnesio precipitadas en forma de calcitas y dolomitas, se forman en zonas poco profundas del mar, más conocidas como los arrecifes. Las dolomitas se originan de la sustitución de calcio por magnesio. Lo importante a conocer es la formación de la porosidad y la permeabilidad, el desarrollo de la porosidad en calizas y dolomitas que forman yacimientos de hidrocarburos se debe mayormente al agrietamiento mecánico y a la lixiviación química. Las calizas ya consolidadas son poco resistentes a los esfuerzos de tensión y cizalladura, muchas veces por ligeras deformaciones estructurales se forman grietas verticales, esto facilita la movilización de los fluidos como aguas meteóricas; estos movimientos producen un agrandamiento de las fisuras, desarrollo de los poros y aún de cavernas de clase muy irregular no s iendo uniforme a lo largo del yacimiento.
Yacimientos de lutita. Esta clase de yacimientos no es muy importante comercialmente, pero pueden encontrarse en todas las series de rocas sedimentarias, el desarrollo de porosidad efectiva en lutitas solo ocurre con fracturamiento, lo q ue presupone la existencia de for mación orogénica. Yacimientos de evaporitas. (Sal , Ahidrita y Yeso) Son depósitos de considerable espesor se forman en cuencas sedimentarias cuando tales cuencas no tienen abastecimiento suficiente de clásticos La roca de sal, lo mismo que de yeso, rara vez constituyen rocas de acumulación, sin embargo, las formaciones de anhidrita impura pueden llegar a convertirse en formaciones con buena porosidad como resultado de la lixiviación de anhidrita por el efecto de circulación de, lo que produce drusas y canales, no obstante, los yacimientos de ahidrita son poco frecuentes. Yacimientos de rocas ígneas y metamórficas. El medio natural para los hidrocarburos es una roca de baja temperatura, por lo tanto las rocas formadas ha temperaturas altas como son las rocas ígneas y metamórficas, raramente sirven a tal propósito Pudo haber pasado que el hidrocarburo que se encuentra en estas rocas debió haber llegado allí después que las rocas se enfriaron y consolidaron.
y
y
b) De acuerdo a la acumulación de hidrocarburos: Yacimientos de gas seco. Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja atracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de almacén. Se puede observar en la siguiente figura:
y y
Yacimientos de Gas Húmedo. Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no se condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie (en el separador). Como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas más pesadas, originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte de este gas en líquido esto se muestra en la siguiente figura:
y y
y
Yacimiento de gas condensado. Estos están constituidos por los fluidos tal que, por su expansión isotérmica a la temperatura del reservorio puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión se condensa, estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un liquido inmóvil , esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos. Este proceso se explica de una manera mas detallada a continuación:
y
Yacimiento de petróleo de alta volatilidad Estos yacimientos estan caracterizados porque la temperatura del yacimiento es ligeramente inferior a la temperetura cricondentérmica, además la mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico. El equilibrio de fase en estos yacimientos es precario, tienen un alto encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de Pb (Presión de Burbuja). Por otra parte, las características del fluido son las siguienetes: Color amarillo oscuro a negro, API > 40°, Relación Gas-Petroleo entre 2.000 5.000 PCN / BN y un factor volumetrico de formación del petróleo mayor a 1,5 BY / BN. Esto se muestra mejor a continuación:
y y
Yacimientos de Petróleo Negro Se caracterizan por tener la temperatura del yacimiento muy inferior a la temperatura cricondentermica, poseen un alto porcentaje de componentes pesados a partir del C7, con un porcentaje mayor al 40%. El líquido producido tiene las siguientes características:Color negro o verde oscuro, API <>
y
Clasificación de Yacimientos de Acuerdo a los Diagramas de Fases Una
alternativa muy eficaz para clasificar los yacimientos es por medio de los diagramas de fases. Considérese la siguiente figura.
El punto A representa un yacimiento con una temperatura de 300°F y a una presión de 3700 lpca, que se encuentra fuera de la región de dos fases, por lo que el fluido es monofásico en estado gaseoso. A medida que la producción va avanzando el fluido se queda en el yacimiento a la misma temperatura (300°F) y fase. La composición del fluido producido a través del pozo tampoco cambiara, por lo cual no observamos en nuestro diagrama de fases ningún cambio en la trayectoria A-A1, lo cual nos indica que tanto en el yacimiento como en
superficie el fluido permanece en estado gaseoso, de allí el nombre que adopta esta acumulación ³yacimiento de gas seco´, el cual se caracteriza por el hecho de que la temperatura del mismo supera la temperatura cricondentérmica 250°F (máxima tempera a la cual coexisten en equilibrio vapor y liquido). No obstante, el proceso puede darse de una forma distinta cuando manteniendo la composición del sistema, encontramos en los separadores en superficie algo de líquido condesado proveniente de un yacimiento de gas, denominando en este caso a la acumulación como ³yacimientos de gas húmedo´ los cuales se caracterizan por el hecho de que al fluir la mezcla hasta los separadores en superficie (línea A-A2) el fluido entra en la región bifásica condensándose así un 6% del volumen de la mezcla de gas. Esto ocurre principalmente debido a la disminución de presión y temperatura. Consideremos ahora el punto B, el cual representa un yacimiento con una presión inicial de 3300 lpca y una temperatura de 180°F. Como se puede observar en la figura, este se ubica a una temperatura superior a la temperatura critica, (correspondiente al punto crítico) por encima de la curva de rocío, lo cual nos indica que el yacimiento se encuentra en fase gaseosa al igual que el yacimiento correspondiente al punto A. En este se mantiene la misma composición del sistema hasta que al disminuir la presión isotérmicamente(debido a la producción), se alcanza el punto de rocío (punto B1) a una presión de 2545 lpca. Disminuyendo la presión aún más por debajo del punto de rocío, se penetra la envolvente de fases, entrando a la zona de condensación retrógrada, la cual está delimitada por los puntos de máxima temperatura de las curvas de isocalidad. En esta zona se produce la condensación de las fracciones más pesadas e intermedias de la mezcla, las cuales se quedan atrapadas en forma de líquido en los poros más pequeños de la roca, debido a que no se alcanza la saturación crítica del líquido y en consecuencia el mismo no puede fluir hacia los pozos. Este hecho representa un gran agravante en la producción, debido a que se pierde la parte de mayor importancia en el yacimiento que es el líquido atrapado, rico en componentes pesados y en cambio se produce un fluido mucho más pobre en dichos componentes. La composición del líquido cambia a medida que se va disminuyendo la presión, lo cual aumenta la cantidad de componentes pesados en su composición, por lo cual se observa el desplazamiento del diagrama de fases hacia abajo. Una
vez que se alcanza la máxima condensación (punto B2 a 2250 lpca), al continuar disminuyendo la presión, la mezcla comienza a evaporarse, disminuyendo así el volumen de fluido y la RGC (relación gas condensado), hasta que se alcance de nuevo la presión de rocío, lo cual no es posible en la práctica ya que se requiere de presiones por debajo de la presión atmosférica (de vacio), es por esto que la evaporación de la mezcla llega a una presión de abandono correspondiente al punto B3 en la cual se concluye con el proceso. Estas acumulaciones son llamadas ³yacimientos de gas condensado´, ³yacimientos de punto de roció´ ó ³yacimientos de condensación retrograda de gas´.
Ubicando
ahora nuestra acumulación en el punto C a 3000 lpca y 75°F, temperatura menor a la temperatura critica justo por encima de la curva de burbujeo , el mismo se encuentra en fase líquida y a medida que se va disminuyendo la presión isotérmicamente se alcanza la presión de burbuja, que en base a nuestro diagrama tiene un valor de 2550 lpca ( punto C1). Acto seguido se penetra la envolvente entrando a la región bifásica, en la cual se van produciendo mayores cantidades de gas a través del pozo, caso contrario con el petróleo que fluye en cantidades cada vez menores y cuando el yacimiento se agota aún queda mucho petróleo por recuperar, por lo cual es necesaria la infección de algún tipo de fluido para así extraer la mayor cantidad de crudo que sea posible. Acumulaciones de este tipo son denominadas ³yacimientos de petróleo´, ³yacimientos de punto de burbujeo´ ó ³yacimientos de gas disuelto´. Si la mezcla se encontrase a la temperatura de 150°F y a la presión de 2000 lpca, correspondiente al punto D, se puede observar en la figura, que el mismo es un yacimiento que lleva consigo dos fases involucradas, por lo cual existirá una zona de petróleo (yacimiento de petróleo) con una capa de gas en la parte superior (yacimiento de gas) que para una mejor representación y estudio de cada uno, se hace más sencillo visualizar ambos por separado a través de diagramas de fases.
