Unidad 5
INSTITUTO TECNOLOGICO SUPERIOR DE COSAMALOAPAN
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PETROLEROS
Clasificación de yacimientos petroleros de acuerdo al tipo de fluidos y composición mineral.
CATEDRÁTICO: Ing. José Isidoro Beltrán
INGENIERÍA PETROLERA 507-A
COSAMALOAPAN DE CARPIO, VERACRUZ, A 9 DE NOVIEMBRE DEL 2015
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INSTITUTO TECNOLOGICO SUPERIOR DE COSAMALOAPAN
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PETROLEROS
Clasificación de yacimientos petroleros de acuerdo al tipo de fluidos y composición mineral.
CATEDRÁTICO: Ing. José Isidoro Beltrán
INGENIERÍA PETROLERA 507-A
COSAMALOAPAN DE CARPIO, VERACRUZ, A 9 DE NOVIEMBRE DEL 2015
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INDICE INTRODUCCION. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3 5.1 DEFINICIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 5.2 CLASIFICACION DE YACIMIENTOS PETROLEROS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7 5.2.1 YACIMIENTOS DE CALIZAS Y DOLOMITAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12 5.2.2 YACIMIENTOS DE LUTITAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 5.2.3 YACIMIENTO DE SAL, ANHIDRITA Y YESO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 5.2.4 YACIMIENTO DE ROCAS IGNEAS Y METAMORFICAS . . . . . . . . . . . . . . 24 5.2.5 YACIMIENTOS DE GAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 5.3 YACIMIENTO DEACUERDO AL DIAGRAMA DE FASE . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 5.4 YACIMIENTO DE GAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 5.5 YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 5.6 YACIMIENTO DE PETROLEO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 ANEXO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .58 CONCLUSION. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
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INTRODUCCION. Hoy en día, la industria petrolera, es una de las más importantes a nivel mundial, y actualmente de las más necesarias para el desarrollo de muchos países, de la actividad económica y el motor principal de varias otras industrias. Sin embargo, la esencia de la industria misma recae en el valor que representan los grandes yacimientos de hidrocarburos, sin ellos, el motor que mueve la mayoría de las cosas en el mundo, simplemente no existiría. De manera general, Un yacimiento, depósito o reservorio petrolífero, es una acumulación natural de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas porosas o fracturadas (roca almacén). Los hidrocarburos naturales, como el petróleo crudo y el gas natural, son retenidos por formaciones de rocas suprayacentes con baja permeabilidad. La formación de los yacimientos de petróleo o gas requieren de cuatro etapas en su evolución diagenética dentro de la cuenca sedimentaria: entierro profundo bajo sedimentos, calentamiento y presión, migración de los hidrocarburos desde la fuente (roca madre) hasta una zona porosa (roca almacén) y ser retenidos por rocas impermeables (trampa petrolífera). Existen yacimientos en casi todas las cuencas sedimentarias, desde superficiales hasta los 9000 m de profundidad y con una gran variedad de formas, tamaños y edades, sin embargo es de vital importancia identificar las características que nos identifiquen el yacimiento, por ello, de vital importancia su clasificación, dependiendo las formaciones y diversas características que los distinguen. Actualmente podemos clasificar a los yacimientos petroleros de la siguiente Manera: a) Por su origen, composición mineral y textura. b) Debido a la acumulación de Hidrocarburos.
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Así pues, destacaremos en esta investigación las clasificaciones actuales de los yacimientos petroleros, la importancia de las mismas, y un conjunto de información que nos servirá de plataforma, para entender la situación actual de la industria de los hidrocarburos a nivel mundial.
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5.1 DEFINICIONES. YACIMIENTOS PRIMARIOS El yacimiento de petróleo puede ser primario, cuando se encuentra en la misma roca en la que se ha formado, o bien ser un yacimiento secundar io, cuando se formó en un sitio lejano y ha ido fluyendo hasta el lugar en el que yace ahora, movimiento con el que cambiaron algunas de sus propiedades. Lo normal en un yacimiento primario es encontrar la siguiente disposición: una capa superior de arcilla impermeable, por debajo de ella una capa de
arenas
impregnadas
de
gas
natural
(hidrocarburos gaseosos), por debajo arenas impregnadas de petróleo (hidrocarburos líquidos) y, por último, una capa inferior de arenas impregnadas de agua salada. Con esta colocación, el estrato impermeable superior atrapa al petróleo en el mismo sitio donde se formó y no deja que escape, sólo puede separarse siguiendo un gradiente de densidad del agua salada que contenía (más densa) y del llamado gas natural (grupo de gases menos densos que el petróleo). Desde el punto de vista económico, los yacimientos primarios son de modesta rentabilidad, pues la cantidad acumulada de reserva petrolífera es pequeña y además el petróleo no está muy concentrado, por lo que su extracción es lenta.
YACIMIENTOS SECUNDARIOS En un yacimiento secundario, la llegada continua de h idrocarburos hasta una trampa de petróleo hace que se acumule en una cantidad y concentración lo suficientemente importantes como para hacer muy rentable la extracción del crudo.
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TRAMPAS Las trampas, última etapa de los procesos de formación de yacimientos, han sido clasificadas por los geólogos del petróleo en dos tipos: estructurales y estratigráficas. Una acumulación de petróleo puede estar causada por un solo tipo de trampa o la combinación de ambas.
TRAMPAS ESTRUCTURALES Las trampas estructurales son formadas por estructuras geológicas que deforman el terreno y condicionan la captura y retención de los hidrocarburos. Los pliegues son las estructuras más comunes. Algunas características relacionadas con fallas también pueden ser consideradas como trampas estructurales si se presenta un sellado de capas permeables. Las trampas estructurales son relativamente abundantes y fáciles de localizar estudiando la geología en superficie y, por métodos geofísicos, en el subsuelo y han recibido mucha más atención en la búsqueda de petróleo que otros tipos de trampas. Un ejemplo de este tipo de trampas son los diapiros salinos, que proceden de la deformación y movilización vertical de importantes acumulaciones salinas, que ascienden en forma de domos o cilindros, atravesando y deformando las capas superiores en las que, si hay porosidad, puede acumularse el petróleo.
TRAMPAS ESTRATIGRÁFICAS Se forman cuando capas impermeables al petróleo sellan una capa porosa o cuando la permeabilidad cambia dentro de una misma capa (cambio lateral de facies).
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5.2 CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS PETROLEROS. Los yacimientos petroleros se clasifican en función de la localización del punto cr ítico y las coordenadas iniciales de presión, p, y temperatura, T, del yacimiento en el diagrama presión-temperatura del fluido del yacimiento en:
Yacimientos de aceite cuando la Ty es menor que la Tc, Ty Tc, Ty>Tc, de la mezcla.
Yacimientos de aceite (Ty
1. Yacimientos de aceite bajo-saturado cuando la pi < pb 2. Yacimientos de aceite saturado cuando la pi = pb 3. Yacimiento de aceite saturado con casquete de gas cuando la pi < pb (yacimiento de dos fases o yacimiento con casquete de gas, en el cual el gas es la fase vapor y por segregación gravitacional se localiza sobre una fase de aceite).
En estos yacimientos la relación del volumen del casquete de gas al volumen de aceite del yacimiento se determina por las líneas de calidad correspondientes. Los aceites crudos cubren un amplio rengo en prop iedades físicas y composiciones químicas.
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En general, McCain clasifica comúnmente los aceites crudos dentro de los tipos siguientes:
1. Aceites negros, y 2. Aceites volátiles
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Fig. 1 –Diagrama de fase de presión contra temperatura para una mezcla de hidrocarburos.
De igual manera Ahmed presenta la clasificación siguiente:
1. Aceites negros ordinarios, 2. Aceites crudos de bajo encogimiento, 3. Aceites crudos de alto encogimiento, y 4. Aceites crudos cercanos al punto crítico.
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Estas clasificaciones se basan esencialmente en las propiedades que presentan algunos aceites negros, como por ejemplo, la composición, la relación gas-aceite, la apariencia (color), la forma del diagrama de fase de presión contra temperatura.
De igual manera, la temperatura del yacimiento es un factor importante en la clasificación de los aceites negros.
Yacimientos de gas natural. De manera general, si la Ty es mayor que la Tc del sistema de hidrocarburos, el yacimiento se clasifica como un yacimiento de gas natural. Los gases naturales se clasifican en función de sus diagramas de fase de presión temperatura y de las condiciones que prevalecen en el yacimiento. De acuerdo a McCain, los yacimientos de gas se clasifican como:
1. Gas y condensado, 2. Gas húmedo, y 3. Gas seco.
De acuerdo a la clasificación de Tarek Ahmed, los yacimientos de gas se clasifican como: 1. Gas retrógrada-condensado, 2. Gas y condensado cerca del punto crítico, 3. Gas húmedo, 4. Gas seco.
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Los Yacimientos de Gas Condensado presentan condensación retrógrada en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica de la mezcla. Condensación retrograda: Formación de hidrocarburos líquidos en un yacimiento de gas cuando la presión del yacimiento desciende por debajo del punto de rocío durante la producción. Se denomina retrógrada porque una parte del gas se condensa en un líquido en condiciones isotérmicas, en lugar de expandirse o evaporarse cuando baja la presión. Gas seco: Gas natural que existe en ausencia de condensado o hidrocarburos líquidos, o gas del que se han eliminado los hidrocarburos condensables Gas Húmedo: Gas natural que contiene una cantidad significativa de hidrocarburos pesados. El propano, el butano y otros hidrocarburos líquidos se pueden licuar.
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5.2.1 YACIMIENTOS DE CALIZAS Y DOLOMITAS. Las rocas carbonatadas son rocas formadas mayoritariamente por carbonatos, cálcico (calcita en las calizas) o cálcico-magnésico (dolomita en las dolomías). De ellas, solo las calizas tienen un auténtico origen sedimentario, pues las dolomías se forman por procesos posteriores al depósito. Las rocas carbonatadas tienen un interés minero, que se sustenta en sus aplicaciones directas (por ejemplo, en la fabricación de cemento). También son interesantes desde el punto de vista geológico-minero por poder albergar concentraciones de minerales metálicos, e incluso agua y otros fluidos (petróleo y gas).
Compuestas de conchas marinas, sales de calcio y magnesio pr ecipitadas 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 siendo uniforme a lo largo del yacimiento.
CALIZAS: Las calizas son rocas originadas por un proceso de sedimentación directa. Esta sedimentación puede tener diversos orígenes, si bien la más común es la denominada precipitación bioquímica: el carbonato cálcico se fija en las conchas o esqueletos de determinados organismos, ya sean macroscópicos y a su
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muerte, estas conchas o esqueletos se acumulan, originando un sedimento carbonatado. El aragonito, inestable en condiciones atmosféricas, se va transformando en calcita, y la disolución parcial y re precipitación del carbonato cementa la roca, dando origen a las calizas. Otra forma de depósito es la fijación del carbonato sobre elementos extraños, c omo granos de cuarzo, o pequeños fragmentos de fósiles, dando origen a los oolitos (calizas oolíticas). También las algas fijan este compuesto, dando origen a mallas de algas o estromatolitos, que si se fragmentan y ruedan originan los pisolitos (calizas pisolíticas). Todas estas posibilidades dan origen a los diversos tipos de calizas.
Fig. 2: Roca Caliza
Fig. 3: Roca Caliza de Colombia.
Las calizas son rocas carbonatadas, compuestas de calcita, aunque la dolomita puede ser un constituyente importante. El carbonato de calcio en la gran mayoría de los casos se ha extraído del agua del mar por acción de organismos diminutos y luego depositado en capas que finalmente se consolidan en rocas. Estas rocas son de estructura de grano fino y uniforme, a veces bastante densas. Algunas calizas son casi calcita pura, mientras que otras contienen materiales parecidos a la arcilla y varios óxidos como impurezas. Los principales usos de la caliza son en la construcción, productos químicos, fundición, agroquímicos y vidrio.
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Dolomita. Mineral denominado así en honor al geólogo francés Déodat Gratet de Dolomieu. Las dolomías se originan como consecuencia de procesos postsedimentarios: las calizas, formadas por los procesos antes descritos, pueden ponerse en contacto con aguas enriquecidas en magnesio, lo que da origen al proceso llamado de dolomitización: 2 CaCO3 + Mg 2+ → CaMg (CO3)2 + Ca2+ Al ser la dolomita más densa y de estructura cristalina más compacta que la calcita, este proceso implica un aumento de su porosidad.
Características de la Dolomita: La dolomita es por lo general, blanca o incolora, con densidad relativa de 2.9 y una dureza de 3.5 a 4 en la escala de Mohs. Se la puede distinguir de la calcita por su reacción extremadamente lenta con ácido diluido y frío. También es un mineral muy común que se presenta en una gran variedad de ambientes geológicos. Se la encuentra con frecuencia en rocas ígneas ultra básicas, notablemente en carbonatitas y serpentinitas, en sedimentos carbonatados metamorfizados, donde puede recristalizar para formar mármoles de dolomita y en vetas hidrotermales La dolomita se presenta principalmente en depósitos sedimentarios, donde constituye el principal componente de la roca dolomítica (dolomía), y a menudo se halla presente en algunas calizas. La dolomita es por lo general, blanca o incolora, con densidad relativa de 2.9 y una dureza de 3.5 a 4 en la escala de Mohs. Se la puede distinguir de la calcita por su reacción extremadamente lenta con ácido diluido y frío.
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Fig. 4: Dolomita en polvo
Fig. 5: Dolomita sólida.
Ambientes geológicos: las calizas y dolomitas se forman en una gran variedad de ambientes, pero generalmente se depositan en aguas marinas poco profundas y cálidas. Las calizas altas en calcio se forman por corrientes cercanas a aquellas aguas libre circulación con el mar abierto, ausentes de sedimentos clásticos. En cambio la dolomita es una roca de origen esencialmente secundaria, formada durante la diagénesis de la caliza por remplazamientos parcial del CaCo3 por MgCo3 para formar la dolomita.
La caliza y la dolomita comúnmente llamadas rocas carbonatadas, están dentro de los productos minerales de primera necesidad, por ser ampliamente usadas y esenciales a la sociedad en la industria moderna. Están ampliamente distribuidas en áreas, y tiempos, pero son notablemente abundantes después de que los organismos son conchas, proliferaron en la tierra desde hace 500millones de años.
Uso: el uso principal de las rocas carbonatadas está en la elaboración de cementos, como fundentes y en cal agrícola.
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CALIZA Uno de los usos de la piedra caliza es la producción de cemento. La piedra caliza sirve como un relleno de alimentación en la producción de comida para animales. Por ejemplo, el suplemento para pollos, en forma de sémola, contiene carbonato de calcio de la piedra caliza. La piedra caliza pulverizada, también conocida como polvo de roca, es un polvo de color blanco que mejora la seguridad en las minas subterráneas. El carbonato de calcio de la piedra caliza es un agente neutralizador de ácidos. Molida en partículas pequeñas, se utiliza para tratar suelos ácidos. Este tipo de producto de piedra caliza es la cal agrícola. Las industrias de la construcción y la arquitectura la usan en grandes losas de piedra caliza de diferentes dimensiones para hacer piedra, escalones y baldosas.
DOLOMITA Fabricación de refractarios. Vidrio. Fundente en metalúrgica. En la manufactura de cerámica. Pinturas. En la agricultura, constituye un fertilizante indispensable al modificar el pH del suelo, logrando regular su acidez. Para la preparación de sales de magnesio y como mena de magnes io (Mg) metálico. Como material de construcción. Para cementos especiales. Como piedra ornamental. Es un excelente aislante térmico Es un excelente aislante térmico. Para desacidificar el agua.
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5.2.2 YACIMIENTOS DE LUTITA. 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,
denominadas acuíferos (Fig. 6 ).
Fig. 6. Yacimiento de Hidrocarburos comunicado hidráulicamente con un Acuífero.
La lutita es una roca sedimentaria, compuesta básicamente por material arcilloso muy fino, contiene también carbonato de calcio y en el caso de las que generan petróleo deben tener materia orgánica. Las lutitas pueden estar distribuidas a través del reservorio en varias formas. - Lutita Estructural: Los granos de lutita reemplazan algunos de los grano s de arena. En este caso la densidad de la matriz cambia pero la porosidad no se altera.
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- Lutita Laminar: Las delgadas capas de lutita en la matriz, substituyen ambas matriz y porosidad. Ocasionando por tanto cambios en la densidad de la matriz y en la porosidad. -Lutita Dispersa: Las arcillas minerales llenan el espacio intergranular Ej. Por lo que cambia la porosidad dejando la densidad de la matriz sin cambios.
Fig. 7 Tipos de Lutitas
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Los Yacimientos de Lutitas, pertenecen a la Clasificación de los Yacimientos según el criterio Geológico, de la cual deriva los yacimientos estratigráficos: •
Yacimientos Estratigráficos: Estos son yacimientos en donde la trampa se formó como resultado de un proceso de concentración y de repetidas erosiones de sedimentos depositados previamente o de cambios posteriores a la deposición creando discordancias que permitieron el entrampamiento de los hidrocarburos.
•
Trampas lutíticas: 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 ocurre solamente por medio de fracturamiento, lo que presupone la existencia de deformación orogénica; es una roca poco común como yacimiento.
Los yacimientos de aceite y gas en lutitas se definen como un sistema petrolero de rocas arcillosas orgánicamente ricas y de muy baja permeabilidad, que actúan a la vez como generadoras, almacenadoras, trampa y sello (Fig. 8 ).
Fig. 8 Yacimiento de Lutita.
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5.2.3 YACIMIENTOS DE SAL ANHIDRITA Y YESO. Yacimientos de sal anhidrita. La anhidrita es un mineral compuesto de sulfato de calcio anhidro (CaSO 4). Está formada por un 41,2% de CaO y un 58,8% de SO 3. Es muy común en los depósitos de sal, pero es muy raro encontrarla bien cristalizada. Cuando se expone a la acción del agua, la anhidrita la absorbe y se transforma en yeso (CaSO4•2H2O), esto es, sulfato de calcio hidratado. En los depósitos de sal, la anhidrita tiene un origen sedimentario evaporítico. Este mineral se deposita a partir de disoluciones acuosas de sulfato de calcio con un exceso de sodio o de clorato de potasio, si la temperatura supera los 40º C. En otro caso, se depositan cristales de yeso. Este método de formación de la anhidrita es uno de los que se emplean para obtenerla artificialmente. La anhidrita también se puede formar a partir del yeso, por pérdida de las moléculas de agua de este último. Es muy frecuente encontrar anhidrita en los depósitos de sal junto con yeso. De hecho, la anhidrita se descubrió en 1804 en una mina de sal en Tirol, Austria. La anhidrita suele ocupar las zonas más profundas del yacimiento, ya que en la superficie el agua la transforma en yeso.
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A veces, la anhidrita se puede encontrar en filones en filones metálicos, asociada con calcita, con calcita, halita, halita, pirita pirita y sulfitos como galena, como galena, calcopirita calcopiritayy molibdenita.
Fig. 9 Roca con sal anhidrita.
Yacimientos de yeso. El yeso es un mineral de color blanco a blanco grisáceo en estado puro y con diversas tonalidades de amarillo, rojizo, castaño, azul grisáceo o rosa como consecuencia de impurezas. Puede presentarse entres variedades principales: a) Cristalizado, formando láminas transparentes y semiflexibles se miflexibles que se conoce bajo el nombre deselenita. b) Fibroso, con un lustre aperlado parecido al ópalo. c) Compacto, generalmente blanco y de grano muy fino, a veces con tintes muy suaves de diversos colores, conocido mineralógicamente como alabastro.
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Químicamente está compuesto por sulfato de calcio cristalizado conjuntamente con agua, en la proporción de dos moléculas de agua por cada molécula de sulfato de calcio (CaSO4 . 2H2O) también llamado sulfato de calcio dihidratado o bihidratado. Está compuesto aproximadamente por 32.6% de CaO, 46.5% de SO3 y 20.9% de H2O. Tiene una dureza de 2 en la escala de Mohs y una gravedad específica de 2.32. En nuestro país, existen depósitos de yeso que se encuentran al oeste de la Sierra Madre Occidental en terrenos paleozoicos y triásicos que forman la península de California cuyo desarrollo se inició en el Mesozoico. Hacia el sector que se ubica paralelo a las costas del Golfo de México de edades mesozoica, eoceno y más recientes conocida como Provincia Oriental Alcalina se corresponde de alguna manera con la Sierra Madre Oriental. Entre ésta y la Sierra Madre Occidental se ubican los depósitos sedimentarios evaporíticos lacustres proveedores de yeso.
Fig.10- Roca de Yeso
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5.2.4 YACIMIENTOS DE ROCAS ÍGNEAS Y METAMÓRFICAS. Los macizos rocosos se componen de rocas que, en su conjunto, puede adscribirse a alguna de las siguientes tres categorías principales: a) rocas ígneas; b) rocas sedimentarias; y c) rocas metamórficas. Las rocas ígneas junto con las metamórficas son rocas endógenas, mientras que las rocas sedimentarias son rocas exógenas. Cada uno de esos tipos de rocas es el resultado de una serie de procesos geológicos que, de forma completa o incompleta, afectan a todas ellas dentro de lo que se conoce como el Ciclo de las Rocas. Esos procesos geológicos son los responsables de las propiedades que presentan las rocas en los afloramientos y pueden ser relacionados, por tanto, con las propiedades geomecánicas y las problemáticas ingenieriles resultantes de las actuaciones sobre el terreno.
Fig. 11- Esquema simplificado del ciclo de las rocas y relación existente entre los tipos de rocas y procesos geológicos.
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Rocas Ígneas Las rocas ígneas proceden de la solidificación de un magma original. Se entiende por magma un fluido natural a elevada temperatura, co nstituido por material de roca que goza de cierta movilidad y que es susceptible de intruir o extruir. Se supone que las rocas ígneas han derivado de la cristalización de un magma y de los procesos relacionados con el enfriamiento del mismo. El magma del que proceden las rocas ígneas puede contener sólidos en suspensión, cristales, fragmentos de rocas y gases. Las rocas ígneas varían entre un yacimiento y otro porque sus componentes poseen reacciones químicas diversas, provenientes del magma que mezcla material del manto, la corteza y la superficie de la Tierra; como lo son habitualmente óxidos de silicio, hierro, magnesio, sodio, calcio y potasio. Las rocas ígneas se forman bajo una amplia gama de condiciones, y por consiguiente exhiben propiedades diversas. Clasificación de rocas ígneas según el tipo de yacimiento En primer lugar, las rocas ígneas se clasifican según el tipo de yacimiento en: • Rocas ígneas intrusivas
.Son rocas que presentan una textura de tamaño de grano medio a gruesa debida a su enfriamiento lento. Cuando se encajan y forman a cierta profundidad suelen constituir cuerpos intrusivos de tamaños considerables, batolitos o plutones, por lo que se denominan también rocas plutónicas. Muy a menudo poseen (p. Ej. granitoides) colores claros, si bien no siempre es así (p. Ej. gabro, muchas rocas ultrabásicas, etc.). Cuando se encajan y forman a menor profundidad se denominan rocas hipoabisales o subvolcánicas. Éstas se caracterizan por los cuerpos intrusivos de menor tamaño y formas diferentes, como sills, lacolitos y diques o filones, por lo que también se denominan rocas filonianas. Las texturas son variadas dependiendo de la composición particular del magma original y de las características de formación.
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• Rocas ígneas extrusivas
Las rocas extrusivas, o volcánicas, se forman cuando el magma es expulsado a través de la superficie de la Tierra. El magma puede derramarse en flujos de lava fundida que, cuando se enfrían, forman rocas volcánicas cristalinas de grano fino a muy fino. A veces, el proceso de enfriamiento se produce tan rápidamente que no se pueden formar cristales, lo cual resulta en la formación de vidrio volcánico, tal como la obsidiana. Cuando los magmas contienen grandes cantidades de agua y gases disueltos, el incremento excesivo de la presión bajo tierra puede producir erupciones explosivas de material volcánico. Los tamaños de los fragmentos eyectados o piroclastos oscilan entre ceniza volcánica fina y “bombas” de
decenas de centímetros de diámetro. Una vez eyectados, los fragmentos individuales se acumulan para formar rocas piroclásticas. Los flujos de lava (coladas lávicas) y los depósitos piroclásticos pueden oscilar entre algunos centímetros y algunos cientos de metros de espesor, cubriendo miles de kilómetros cuadrados. Estos depósitos pueden poseer valores de porosidad y permeabilidad suficientes para convertirlos en yacimientos de hidrocarburos económicamente viables.
Fig. 12- Principales tipos de yacimientos de rocas ígneas.
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Las rocas ígneas se clasifican según la cantidad de sílice que contienen y según el tamaño de los granos. La composición química y, en especial, el contenido de sílice dependen del origen del magma del cual se formó la roca. El magma puede haberse formado por fusión parcial de las rocas situadas bajo la corteza o por fusión de la propia corteza como parte del ciclo de las rocas. El magma de la corteza contiene más sílice que el de material más profundo y produce rocas más claras; el magma de material profundo da rocas oscuras. La fusión parcial de las rocas bajo la corteza produce basaltos (lavas extrusivas de grano fino), dolerita (roca intrusiva de grano medio) y gabro (roca intrusiva de grano grueso). Los basaltos forman el fondo del océano y ocupan grandes zonas en Islandia y en algunos continentes. Las doleritas forman extensos diques o filones capa que
atraviesan
o
se
sitúan
paralelos
a
las capas de rocas sedimentarias. El gabro se presenta en forma de intrusiones masivas que fueron la fuente de doleritas y basaltos. Las rocas ígneas poseen otra característica en común con las rocas yacimiento sedimentario; pueden tener porosidad primaria y a veces desarrollar porosidad secundaria. Pero, a diferencia de las rocas sedimentarias, las rocas ígneas pierden su porosidad muy lentamente con la compactación. La porosidad primaria puede ser intergranular o vesicular; un tipo de porosidad que resulta de la presencia de vesículas, o burbujas de gas en las rocas ígneas. Las porosidades en los basaltos y las andesitas vesiculares pueden alcanzar el 50%.La porosidad secundaria es importante para muchos yacimientos volcánicos y a veces constituye el único tipo de porosidad presente. Puede resultar de los procesos de alteración hidrotérmica, fracturamiento y metamorfismo de etapa tardía; el metamorfismo que tiene lugar en las etapas tardías de la actividad ígnea que altera los minerales formados previamente. Los filones y los lacolitos pueden convertirse en yacimientos, especialmente cuando penetran rocas generadoras. Y pueden fracturarse cuando se enfrían, generando porosidad, permeabilidad y trayectos para la migración.
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Rocas Metamórficas Una roca metamórfica es cualquier tipo de roca que se forma como resultado de los cambios que se producen en rocas preexistentes en respuesta a variaciones de temperatura, presión y la adición o sustracción de componentes químicos. Las rocas preexistentes pueden ser ígneas, sedimentarias o incluso metamórficas. En general, se considera que:
El límite inferior del metamorfismo comienza cuando la roca es sometida a una temperatura superior a 150º C y presión mayor de 1 bar.
El límite superior se sitúa cuando la roca alcanza la temperatura aproximada de 700º C, que es el momento en que comienzan a fundir algunos minerales.
El metamorfismo limitaría con la diagénesis (paso de sedimento a roca sedimentaria) en su límite inferior y con el magmatismo en su límite superior. Factores del metamorfismo: las variables más importantes son: la temperatura, la presión, los fluidos y la composición química de la roca original.
TIPOS DE METAMORFISMO a) Metamorfismo dinámico (dinamometamorfismo): Se produce cuando la presión dirigida es el agente predominante del metamorfismo. Este tipo de metamorfismo se produce en zonas con intensa deformación, como los planos de falla. En tales casos se pue de producir una simple trituración de los granos, una reordenación de minerales, la fusión (la fricción produce tanto calor, que incluso puede 3 llegar a fundir la roca) y la aparición, por recristalización, de nuevos minerales. Típicas de este tipo de metamorfismo son las brechas (formadas al triturarse la roca) y milonitas (el grado de trituración es mayor que en las brechas y las partículas formadas son muy finas)
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b) Metamorfismo de contacto: Siempre que se formen magmas que invadan la corteza a cualquier profundidad, se produce un cambio en las condiciones térmicas locales, provocando un aumento de calor en su proximidad. Las aureolas de contacto (zonas de la roca encajante que rodean al cuerpo intrusivo) pueden tener espesores desde varios centímetros a varios kilómetros. La roca típica del metamorfismo de contacto es la corneana.
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c) Metasomatismo: Los cambios que se producen en rocas superficiales a partir de la actividad de las aguas termales, se conocen como metasomatismo. En ocasiones se pone de manifiesto por la presencia de un mineral llamado turmalina. d) Metamorfismo regional: En este caso, el metamorfismo se desarrolla al actuar de forma combinada la
presión y la temperatura. La mayor parte del metamorfismo regional es la respuesta a las colisiones continente-continente y entre las placas oceánicas y continentales. Se desarrolla una zona de alta presión y baja temperatura en las proximidades de la fosa oceánica y otra de baja presión y alta temperatura (debido a las intrusiones magmáticas y alto gradiente geotérmico). Son típicas de este tipo de metamorfismo las pizarras, esquistos, gneis, etc.
e) Anatexia: Se denomina anatexia al proceso de fusión de las rocas en el interior de la corteza. Los primeros minerales que funden son el cuarzo y el feldespato, mientras que pueden permanecer en estado sólido las micas y otros minerales de elevado punto de fusión. Si el proceso se detiene en esta fase, sin fusión total, la roca se llama
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migmatita. Si se alcanza condiciones de fusión de toda la roca y luego desciende la temperatura, el magma recristalizará formando un granito llamado granito de anatexia.
YACIMIENTOS METAMÓRFICOS: Sin aporte de elementos externos. Los procesos metamórficos pueden dar lugar a la formación de yacimientos de interés económico. Pero lo más frecuente es que el metamorfismo actúe en sentido contrario, dispersando los minerales en toda la masa rocosa. Por eso, son pocos los yacimientos minerales ligados a rocas metamórficas. Con aporte de elementos externos (metasomatismo). Como consecuencia de los aportes no sólo cambia la composición mineralógica, sino que también lo hace la composición química. Algunos de los yacimientos proporcionan minerales y elementos químicos poco comunes. Los depósitos consisten, generalmente, en varias masas separadas y de pequeña extensión. Su explotación es problemática, ya que además de su pequeño volumen, su distribución suele ser caprichosa y se termina bruscamente. Se explota: magnetita, ilmenita, corindón, espinelas, oro, plata y grafito.
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5.2.5 YACIMIENTOS DE GAS. Clasificación del gas natural. Dependiendo de la concentración de los hidrocarburos menos volátiles (propano, butano, etc.), los cuales se recuperan fácilmente como productos líquidos 179, 180 Técnicamente el gas se clasifica en:
Seco: es aquél que tiene menos de 2.4 a 7.2 barriles de líquido por cada millón
de pies cúbicos de gas.
Pobre: es aquél que contiene 2.4 a 7.2 barriles de licuables por cada millón de
pies cúbicos de gas.
Húmedo: es aquél que contiene más de 7.2 barriles por cada millón de pies
cúbicos de gas.
Amargo: se le denomina así a aquel gas que contiene una alta concentración de
azufre.
Dulce: aquél cuyo contenido de ácido sulfúrico, es menor de 23 mg, por metro
cúbico de gas. (1 gramo en 100 ft 3).
Yacimientos de gas húmedo y de gas seco. En un diagrama presión-temperatura los yacimientos de gas quedan situados a la derecha de la cricondenterma, no se presenta un cambio en el yacimiento durante su explotación. Estos tienen en el sistema de hidrocarburos la temperatura del yacimiento, Ty mayor a la temperatura crítica, Tc. Aquí se tratarán principalmente los yacimientos de gas húmedo y los yacimientos de gas seco.
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Yacimientos de gas húmedo. El diagrama de fases que representa los yacimientos de gas húmedo muestra que la temperatura del yacimiento es mayor que la cricondenterma, por tanto, en el yacimiento no se presentan las dos fases del hidrocarburo (el agua congénita si está presente en el espacio poroso). El gas húmedo está principalmente compuesto de metano y otros componentes ligeros, cuando el fluido llega a la superficie pueden producirse las dos fases y el líquido recuperable tiende a ser de color transparente. Al estar compuesto de un menor porcentaje de componentes pesados que el gas y condensado el diagrama de fases se hace menos amplio disminuyendo la temperatura crítica, ya que los componentes más ligeros tienen una menor temperatura crítica.
Fig.13- Diagrama presión-temperatura para gas húmedo.
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Como se observa en la Fig. 13 las curvas de calidad tienden a acercarse más a la curva de presión de burbuja, estando presente muy poco líquido en la región de dos fases cerca de la curva de presión de rocío. Al describir el comportamiento de una muestra analizada en el yacimiento comenzando por el punto P1 (donde la presión es mayor a la presión de rocío) el hidrocarburo se encuentra en fase gaseosa, disminuyendo la presión llega al punto P2 donde a pesar de estar por debajo de la cricondenbara sigue estando en fase gaseosa, pero en éste punto entra en la tubería de producción hasta llegar a la batería de separación (en éste trayecto e xiste una disminución en la presión y en la temperatura) que es el punto P3 en éste punto ya se han condensado algunos de los componentes más pesados de la mezcla estando presentes las dos fases. Por lo tanto, no se formará líquido en el yacimiento, el término húmedo se deriva de que en la tubería de producción o en la batería de separación se entra en la región de dos fases, la formación de líquido es causada porque la energía cinética de las moléculas pesadas disminuye lo suficiente como consecuencia de la disminución de la temperatura cambiando a líquido por las fuerzas atractivas entre las moléculas. Los yacimientos de gas húmedo son comúnmente producidos de manera similar a yacimientos de gas seco, ya que no forman condensados en el yacimiento.
Yacimientos de gas seco. Gas seco. Gas natural que existe en ausencia de condensado o hidrocarburos líquidos, o gas del que se han eliminado los hidrocarburos condensables. El gas seco posee normalmente una relación gas-petróleo que excede 100 000 scf/STB. El gas seco está compuesto en su mayoría de metano y etano con pequeños porcentajes de componentes pesados (en su composición también pueden estar presentes no hidrocarburos como nitrógeno y dióxido de carbono). El gas seco contiene vapor de agua, que sería un condensado. Seco significa libre de hidrocarburos líquidos más no libre de agua. La temperatura de los yacimientos que contienen éste tipo de fluidos es mucho mayor a la de la cricondenterma, las cu rvas
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de calidad se acercan mucho más a la curva de burbuja cargándose las concentraciones de líquidos a esta, no se presentan condensa dos en el yacimiento. La energía cinética es tan alta comparada con las fuerzas de atracción por lo que no se condensa la mezcla.
Fig.14 Diagrama presión-temperatura para gas seco.
Como se observa en la fig. 14 en donde se muestran las condiciones de separación en P3a o P3b y las condiciones de yacimiento P1 y P2 el hidrocarburo no se condensa en el yacimiento ni en condiciones de separación, como se muestra en el caso, P1, P2 y P3a donde no se entra en la región de dos fases, pero en el caso P1, P2 y P3b si se entra en dos fases a condiciones de separación, pero esto se debe al vapor de agua presente en la mezcla.
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5.3 YACIMIENTOS DE ACUERDO AL DIAGRAMA DE FASES. En la Industria Petrolera, el estudio del comportamiento de fases de fluidos es importante a la hora de la descripción y determinación de las propiedades de los mismos. Pero antes de sumergirse completamente en temas como tipos de pruebas realizadas para estudiar dichos comportamientos es necesario conocer algunos fundamentos básicos. Definiciones Fase: Cuando hablamos de fase nos referimos a cualquier parte del sistema, homogénea y físicamente diferente al del sistema de estudio. Un ejemplo sencillo, hielo, agua líquida y vapor de agua, tres fases distintas físicamente, homogéneas y claramente separadas. Diagrama de fases: Un diagrama de fases es una representación gráfica de las condiciones de presión y temperatura en la que existen los sólidos, líquidos y gases. Si construyéramos un gráfico presión-temperatura en donde cada punto del gráfico representaría una condición determinada de p y t representaríamos una situación en la que puede encontrarse cada una de las sustancias en su estado físico. A bajas temperaturas y alta presiones es de esperar que los átomos se dispongan de una manera ordena (sólidos), a temperaturas altas y bajas presiones (gases) y temperaturas
y
presiones
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intermedias
(líquidos).
Fig. 15- Diagrama de fases del agua.
Para los hidrocarburos se han clasificado los yacimientos de acuerdo a un diagrama de fases (Composición). Los yacimientos suelen clasificarse por las condiciones de temperatura y presión iníciales respecto a la región gas-petróleo (dos fases), en estos diagramas se relacionan temperatura y presión.
Fig. 16- Diagrama de fases para los fluidos en el yacimiento
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Existen varios términos importantes a destacar en el gráfico mostrado que son: Punto de Burbujeo (Pb): es la presión mínima en la cual estando en fase
liquida se forma la primera burbuja de gas.
Punto de rocío (Pr): es la presión mínima en la cual estando en fase gaseosa se forma la primera gota de líquido.
Curva de Burbujeo: son los puntos de fase liquida en los cuales aparece la primera burbuja de gas.
Curva de rocío: son los puntos en la fase gaseosa en los cuales aparece la primera gota de líquido.
Punto cricondembárico (Pcdb): es la presión máxima en la cual coexiste gas y líquido
Punto Cridondentérmico (Tcdet): máxima temperatura en la cual coexiste la fase líquida y gaseosa.
Zona de condensación retrograda: puede definirse como, la condensación de líquido durante la expansión de gas a temperatura constante o la condensación de líquido durante calentamiento de gas a presión constante.
Punto Crítico: es el punto en el cual convergen las curvas de rocío y de
burbujeo Técnicamente se han defino en forma General Dos tipos de yacimientos con sus respectivos subgrupos. Yacimiento de gas Gas Seco
Gas Húmedo
Gas Condensado
Yacimiento de Petróleo Petróleo Volátil
Petróleo Pesado
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Independientemente de esta clasificación, se han descubierto yacimientos que contienen todos los diferentes tipos de hidrocarburos y algunas veces varios de otros compuestos en casi todas las proporciones conocibles. Además como las temperaturas y presiones varían con la profundidad, en yacimientos muy grandes es considerable la modificación de estos factores. Debido a estas caracterices no existen definiciones precisas a la hora de clasificar un yacimiento en específico, sino que se recuren a términos muy generales.
Tabla 1. Muestra las composiciones molares y algunas propiedades adicionales de cinco fluidos monofásicos de yacimientos.
Desde un punto de vista más técnico, los diferentes tipos de yacimientos deben clasificarse de acuerdo con la localización de la temperatura y la presión iníciales a las que se encuentra el yacimiento, como ya vimos anteriormente existe un diagrama de fases para hidrocarburos que relaciona la presión y temperatura para los fluidos en un yacimiento. En forma general podemos encontrar diferentes diagramas de fases para cada tipo de yacimiento y que a su vez estos diagramas pueden variar con la disminución de presión en el yacimiento.
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Yacimientos de gas
Fig. 17- Diagrama de fases para yacimientos de gas Seco.
Los yacimientos de gas seco tienden a tener una temperatura mayor a la temperatura del punto Cridondentérmico, La mezcla de hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa en el yacimiento y hasta la superficie independientemente de la reducción de la presión, la composición de hidrocarburos presente en el yacimiento es mayoritariamente gas metano (C1)>90%, en este tipo de yacimientos no se observa condensación retrograda debido a que siempre nos mantenemos fuera de la curva de rocío. son aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa tanto en yacimiento como en superficie, generalmente la composición del hidrocarburo presente en este tipo de yacimientos posee alrededor de 90% de gas metano (C1) y la temperatura en yacimiento excede la temperatura cricondentérmica. En este tipo de yacimientos no se observa condensación retrógrada.
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Fig.18- Diagrama de fases para yacimiento de gas Húmedo.
Los yacimientos de gas Húmedo tienen una temperatura mayor a la temperatura de Punto Cridondentérmico, con la reducción de la presión en el yacimiento podemos atravesar la curva de rocío y obtendremos liquido de muy alta gravedad API en nuestro yacimiento, también en superficie obtendremos una mezcla de hidrocarburos líquidos y gaseosos, los compuestos que forman estas mezclan tienen un mayor componentes intermedios que los yacimientos de gas seco, el líquido producido en estos yacimientos generalmente es incoloro , con una gravedad API mayor a 60º.
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Fig. 19- Diagrama de fases para los yacimientos de gas Condensado
La temperatura en la que se encuentra el yacimiento está entre la temperatura Crítica y la temperatura Cridondentérmica, en condiciones iníciales del yacimiento podemos encontrar el hidrocarburo en fase gaseosa, al disminuir la presión y atravesar la curva de rocío por condensación del gas encontramos líquido en nuestra producción y también en el yacimiento. El líquido producido tiende a ser incoloro, amarrillo y se ha reportado en algunos casos negro, con una gravedad API entre 40º y 60º.El comportamiento de estos yacimiento es particular debido q cuando bajamos la presión isotérmicamente y al estar por debajo del punto de rocío produciremos líquido y gas en cierta proporción inicial, al continuar disminuyendo la presión la proporción de líquido aumentaría con respecto a la de gas encontrada originalmente, pero, se llegará a una condición de presión en el yacimiento en la cual la saturación de líquido será máxima y desde ese punto en adelante comenzará a disminuir el líquido producido. Yacimientos de petróleo
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Fig.20- Diagrama de fases para los Yacimiento de petróleo de volátil.
Los yacimientos de petróleo volátil o “cuasi–Crítico” se encuentran a una
temperatura ligeramente menor a la temperatura del punto crítico, la mezcla de hidrocarburos en el estado inicial se encuentra cerca del punto crítico, con una pequeña disminución de presión podemos atravesar la curva de burbuja y comenzar a liberar el gas que se encuentra disuelto en petróleo, este tipo de yacimientos al disminuir poco la presión generan excesiva liberación de gas, lo que causa un agotamiento acelerado del crudo, el crudo producido posee una gravedad API mayor a 40º con un color amarillo oscuro a negro.
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Fig. 21- Diagrama de fases para los Yacimientos de petróleo negro
Estos yacimientos presentan una temperatura mucho menor a la temperatura crítica, tienen un mayor contenido de compuestos pesados (C7+) mayor al 40%, generalmente se debe disminuir mucho la presión para encontrar una producción de gas considerable en este tipo de yacimientos, el crudo producido tiene un color de
verde
oscuro
a
negro
con
una
gravedad
inferior
al
40%.
Una vez definidos los diagramas de fases de los yacimientos existes ciertos parámetros que relacionan el volumen de hidrocarburos en el yacimiento y superficie a una determina presión y temperatura. Estos parámetros de volumen presión y temperatura (PVT) son: 1.-Factor volumétrico de formación del petróleo (βo). 2.-Factor volumétrico de formación del gas (βg). 3.-Factor volumétrico de formación total (βt).
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4.-Relacion gas-petróleo en solución (Rs). 5.- Relación gas-petróleo en producción (Rp).
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5.4 YACIMIENTO DE GAS. Los yacimientos de gas natural se definen por la ubicación de la presión y la temperatura inicial en un diagrama de presión – temperatura. Son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo. Se clasifican en yacimientos de: •
Gas seco
•
Gas húmedo
•
Gas condensado
~ Estructura de los Yacimientos y Rocas Acumulación ~ Para poder definir un yacimiento se ha creído conveniente primero clasificarlos de acuerdo a: a) Su origen composición mineral y textura b) A la configuración de las trampas geológicas c) 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. Rocas detríticas: Se originan por la destrucción mecánica de rocas eruptivas. Ejemplos: arenas, gravas, conglomerados y areniscas. Rocas químicas: Se forman por acción química o disolución y posterior precipitación en otro lugar. Ejemplo: arcillas, calizas, yeso, dolomita, etc.
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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 de sedimentación y precipitación selectiva en tiempo y lugar se depositan arenas y lutitas.
Haciendo una consideración general se puede ver que la composición mineral está directamente relacionada con una estructura y textura predominante con un determinado tamaño y tipo de cuerpo sedimentario, y cierto tipo de campo hidrocarburifero.
~ Reservas ~ Las reservas de Gas Natural son clasificadas de acuerdo a su ocurrencia. •
GAS NO ASOCIADO es gas libre que no está en contacto con petróleo en el reservorio.
•
GAS ASOCIADO es gas libre en contacto con petróleo en el reservorio.
•
GAS DISUELTO es gas en solución con petróleo en el reservorio.
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Las reservas son cantidades de hidrocarburo que se considera pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura.
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5.5 YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO. Los yacimientos de gas condensado son aquellos que están formados, o contienen un gas condensado. Un gas condensado es un fluido monofásico en cond iciones de yacimiento originales. Está compuesto principalmente de metano [C1] y de otros hidrocarburos de cadena corta, pero también contiene hidrocarburos de cadena larga, denominados fracciones pesadas. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases, una gaseosa y otra líquida, lo que se conoce como condensado retrógrado. Durante el proceso de producción del yacimiento, la temperatura de formación normalmente no cambia, pero la presión se reduce. Las mayores caídas de pr esión tienen lugar cerca de los pozos productores. Cuando la presión de un yacimiento de gas condensado se reduce hasta un cierto punto de rocío, una fase líquida rica en fracciones pesadas se separa de la solución; la fase gaseosa muestra una leve disminución de las fracciones pesadas. La reducción continua de la presión incrementa la fase líquida hasta que alcanza un volumen máximo; luego el volumen de líquido se reduce. Este comportamiento se puede mostrar en un diagrama de la relación PVT.
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Fig. 22- Diagrama de fases de un sistema de gas condensado. (Esta gráfica de la relación PVT indica el comportamiento monofásico fuera de la región bifásica, que está limitada por las líneas correspondientes al punto de burbujeo y al punto de rocío. Todas las líneas de saturación de fase constante (líneas de guiones) convergen en el punto crítico. Los números indican la saturación de la fase de vapor. En un yacimiento de gas condensado, la condición inicial del yacimiento se encuentra en el área monofásica, a la derecha del punto crítico. Conforme declina la presión del yacimiento, el fluido atraviesa el punto de rocío y una fase líquida se separa del gas. El porcentaje de vapor disminuye, pero puede aumentar nuevamente con la declinación continua de la presión. La cricondeterma es la temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases. Los separadores de superficie habitualmente operan en condiciones de baja presión y baja temperatura.)
El volumen de la fase líquida presente depende no sólo de la presión y la temperatura, sino también de la composición del fluido. Un gas seco, tiene insuficientes componentes pesados como para generar líquidos en el yacimiento aunque se produzca una gran caída de presión cerca del pozo. Un gas condensado pobre genera un volumen pequeño de fase líquida - menos de 561 m3 [100 bbl por millón de pies3] - y un gas condensado rico genera un volumen de líquido más grande, generalmente superior a 842 m3 por millón de m3 [150 bbl por millón de pies3]. No existen límites establecidos en las definiciones de pobre y rico, y descripciones adicionales - tales como muy pobre - también se aplican, de modo que estas cifras deben tomarse como meros indicadores de rangos .
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Fig.23 Diagrama de Fases de un yacimiento de gas condensado pobre (arriba) y uno rico (abajo)
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La determinación de las propiedades de los fluidos puede se r importante e cualquier yacimiento, pero desempeña un rol particularmente vital en los yacimientos de gas condensado. Por ejemplo, la relación gas/condensado juega u n papel importante en lo que respecta a la estimación del potencial de ventas tanto de gas como de líquido, necesarias para dimensionar las instalaciones de procesamiento de superficie. La cantidad de líquido que puede encontrarse inmovilizado en un campo, también es un aspecto económico esencial. Estas y otras consideraciones, tales como la necesidad de contar con tecnologías de levantamiento artificial y estimulación de pozos, dependen de la extracción precisa de muestras de fluido. Los errores pequeños producidos en el proceso de toma de muestras, tales como la recolección de un volumen de líquido incorrecto, pueden traducirse en errores significativos en el comportamiento medido, de modo que la extracción de muestras debe hacerse con sumo cuidado. Los yacimientos de gas condensado produce líquidos de color claro o sin color en la superficie, con gravedades API por encima de los 50° y RGP de 8000 a 70000 PCN/BN. El gas condensado contiene más componentes p esados que el húmedo y usualmente se encuentra a profundidades mayores de 5000 pies. Un diagrama de fase típico de gas condensado se presenta en la figura 5.5.1 en la cual las condiciones del yacimiento se indican con la línea AE.
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Fig.24- Diagrama de fases para un gas condensado o retrógrado (adaptada de Clark^6)
A medida que el petróleo se remueve desde el yacimiento, la presión y la temperatura decrecen gradualmente hasta alcanzar las condiciones del separados en la superficie, lo cual se representa siguiendo la línea A’ -Separador. Si estas
condiciones son bastantes cercanas a la curva de puntos de burbujeo, aproximadamente el 85% de petróleo producido permanece como liquido en condiciones de superficie. El remanente de los hidrocarbur os es producido como gas^6, 7,14.
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5.6 YACIMIENTO DE PETRÓLEO. Un yacimiento de petróleo o yacimiento petrolífero es el lugar donde se acumula de forma natural el petróleo crudo o ligero retenido por formaciones de rocas suprayacentes con baja permeabilidad. También se utilizan las palabras reservorio o depósito. Algunos ejemplos son el yacimiento del litoral de Tamaulipas (México) o la Franja del Orinoco (Venezuela).
CLASIFICACION 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 húmedos 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 condens ado o entre petróleo volátil y petróleo condensado. Por esta razón en la industria petrolera la razón gas/petróleo junto con la gravedad del petróleo en condiciones de tanque, constituyen las propiedades más importantes de los yacimientos de hidrocarburos para clasificarlos en yacimientos de petróleo y yacimientos de gas. Los primeros contienen de cero a unos pocos miles de pies cúbicos de gas disuelto por barril de crudo. Los de gas pueden contener un barril de petróleo vaporizado desde 5000 hasta más de 100000 pie 3 de gas. La tabla 5.6.1 incluye la descripción general de cada clasificación y el rango de aplicación de algunas de sus propiedades.
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Tabla 2- Diferente tipos de fluidos
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.
5.6.1 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 quizá 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°API. 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
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diagrama de fase de un petróleo negro se presenta en la figura 5.6.1, 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 (presión del yacimiento mayor que la presión de burbujeo del crudo) se denominan yacimientos no saturados o subsaturados.
Fig.25- Diagrama de fases para un petróleo negro o de baja merma.
La región de las 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, contiene tanto gas disuelto cómo es posible. Si las condiciones iniciales de presión y temperatura corresponden al punto de burbujeo, el yacimiento se llama saturado. La palabra saturado se usa para indica que el petróleo contiene tan
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alta cantidad de gas disuelto como él puede contener y una reducción en la presión originará la formación de una fase gaseosa.
A medida que continúa 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.
5.6.2 petróleo crudo de alta merma o volátil Los petróleos volátiles o casi críticos son fluidos muy livianos que se presentan en estado líquido en el yacimiento, puesto que la temperatura de éste está muy cercana a la temperatura crítica del fluido. Estos petróleos exhiben una p resión de saturación cercana a la del punto de burbujeo y tiene un alto grado de merma, que por lo general alcanza un 40% de espacio poroso de hidrocarburo para una reducción de presión de sólo 10 lpc. Este fenómeno se comprende fácilmente a partir del diagrama de fases que se muestra en la figura 5.6.2. Se observa que las líneas de calidad cercanas al punto al punto crítico y a la temperatura del yacimiento se encuentran muy juntas y casi paralelas al punto de burbujeo. La línea AA’ representa
la reducción isotérmica de la presión hasta el punto de burbujeo. Cualquier disminución de la presión por debajo de ese punto cortará rápidamente la línea de calidad del 75% indicando el alto grado de merma en estos crudos. Los petróleos volátiles o de alta merma contienen menos moléculas pesadas que los de baja merma, y son crudos de colores verdosos hasta anaranjado oscuro, con gravedad API de 40° o mayores, y razones gas-petróleo entre 2000-30 00 PCN/BN.
Fig. 26- Diagrama de fases para un petróleo volátil o de alta merma.
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ANEXO. En esta sección, tendremos imágenes, cálculos e inclusive graficas que nos harán más sencillo el entendimiento de alguno de los temas desarrollados. La mayoría de los anexos, los encontraremos en los manuales que se encuentran en el CD-ROM que sin duda serán de gran ayuda. Calizas
Dolomitas
Lutitas
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Rocas ígneas
Rocas metamórficas
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CONCLUSIÓN. Con ayuda de esta investigación, podemos definir de mane ra general, la importancia de la clasificación de los yacimientos petroleros y de las estructuras importantes para su proliferación, de esta manera decimos pues la importancia de igual manera de los diagramas de fases que nos ayudan a comprender de mejor manera la lectura de los yacimientos. Así pues de manera general concluimos la importancia de las estructuras geológicas que definen a los yacimientos, su composición, la presión y temperatura que sin duda juegan un papel importante en dicha clasificación. De igual manera los fluidos de las formaciones, como po r ejemplo en el caso de las calcitas, al entrar en contacto con estos, crea las condiciones adecuadas como cavernas o trampas, que posteriormente darán lugar a los futuros yacimientos petroleros. También conocimos los yacimientos de gas, que sin duda, van de la mano de los de aceite, lo cual en su conjunto, gas-petróleo dotan de las características necesarias para un yacimiento petrolero económicamente productivo y rentable para su extracción, lo cual sin duda alguna en la actualidad, así como en muchas partes del mundo, es el motor de la economía nacional, de la subsistencia de muchas familias, pero de una manera más general para el bienestar de la nación, por ello la importancia de conocer aquellos que nos propician tal situación LOS YACIMIENTOS PETROLEROS.
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