UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL PERÚ
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FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA
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DEPARTAMENTO ACADÉMICO ACADÉMICO DE QUÍMICA, INGENIERÍA Y TECNOLOGÍA CARRERA PROFESIONAL: INGENIERÍA QUÍMICA DEL GAS NATURAL Y ENERGÍA CÁTEDRA: INGENIERIA DEL GAS NATURAL I
TEMA:
TIPOS DE YACIMIENTOS CATEDRÁTICO: Dr. Ms. PALACIOS VELASQUEZ ABRAHAM ALUMNO: CAMARENA CEVANTES, Andy SEMESTRE: 7° SEMESTRE
18 de abril del 2017
I.- RESUMEN Los hidrocarburos Los hidrocarburos son compuestos compuestos orgánicos que se forman forman únicamente al combinar átomos de carbono con átomos de hidrógeno. Cuando se extraen de una formación geológica en estado gaseoso reciben el nombre de gas natural, mientras que cuando se extraen en forma líquida se les l es denomina petróleo. La explotación de los mismos constituye, por tanto, una actividad económica de primer orden mundial, ya que forman parte de los principales combustibles fósiles. fósiles. Por otro lado, la caracterización de los hidrocarburos radica en crear un modelo del yacimiento, del yacimiento, establecido por la integración de la información geológica, geofísica, petrofísica y de ingeniería del mismo. Esto se consigue a través de una correcta descripción detallada del yacimiento, a fin de lograr una óptima caracterización estática y caracterización dinámica para conseguir una buena caracterización integrada. Por último, tantos los métodos geofísicos como los métodos geoquímicos persiguen conocer la situación de las estructuras geológicas donde se localizan los yacimientos de hidrocarburos; ya sea con el fin mismo de la exploración o con el objeto de definir las estrategias en los proyectos de ingeniería.
II.- INTRODUCCIÓN Los yacimientos de hidrocarburos, por ser producto de la naturaleza son diferentes en cuanto a sus características y no hay dos que sean iguales.
El petróleo y el gas natural no se consiguen en las capas del subsuelo en forma de lagos, bolsas o ríos, están contenidos en los espacios porosos de ciertas y determinadas rocas. Dentro de éstas, los hidrocarburos (o el gas) están contenidos en una roca porosa que se llama roca yacimiento
Toda trampa se presenta como característica principal una roca-yacimiento, limitada en su tope y base por una roca sello, que impide que los hidrocarburos acumulados puedan escapar.
La existencia de estos estratos rocosos de hidrocarburos es escasa y determinar donde se encuentran es la tarea fundamental de profesionales de las geociencias.
III.- OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL Describir los yacimientos de hidrocarburos
OBJETIVOS ESPECIFICOS: Describir los yacimientos según el diagrama de fases de los fluidos Describir los yacimientos de gas. Describir los yacimientos de petróleo.
IV.- MARCO TEÓRICO Un Yacimiento de Hidrocarburo se puede definir como una estructura geológica en el subsuelo conformada por rocas porosas y permeables que permiten la acumulación de hidrocarburos (Petróleo y Gas) en cantidades comercialmente explotables y rodeadas por rocas adyacentes impermeables que impiden la transmigración de los fluidos hacia otras zonas porosas.
Yacimiento de Hidrocarburos.
4.1.- TIPOS DE YACIMIENTOS 4.1.1.- YACIMIENTO Es la acumulación de hidrocarburos en el interior de la tierra que se origina cuando las rocas en el subsuelo presentan condiciones adecuadas de forma y compactación para que estos compuestos químicos queden atr apados. Los cinco ingredientes básicos que deben estar presentes para tener un yacimiento de hidrocarburos son:
Fuente
Camino migratorio
Trampa
Almacenaje/porosidad
Transmisibilidad/permeabilidad
Según los hidrocarburos que contienen los yacimientos se pueden subdividir en dos grandes grupos.
4.1.1.1 Clasificación de los yacimientos según el diagrama de fases de los fluidos El término fase se usa para designar un fluido que no se mezcla con los otros fluidos presentes en el yacimiento. Tal es el caso por ejemplo del petróleo y del agua, que siendo ambos líquidos se consideran como dos fases debido a su inmiscibilidad. En un yacimiento, un fluido puede presentarse en tres fases distintas: como líquido, como gas o como sólido, dependiendo de la composición de la mezcla de hidrocarburos, de la presión y temperatura inicial del yacimiento, y de la presión y temperatura que existen en las condiciones de producción en la superficie.
Yacimientos de Gas o de Una Sola Fase Gaseosa:
Si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica de la mezcla de hidrocarburos.
Yacimientos de Punto de Rocío o de Condensado Retrógrado:
Si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura crítica y menor que la temperatura cricondentérmica.
Yacimientos de Punto de Burbujeo, Subsaturados o de gas Disuelto:
Si la temperatura del yacimiento es menor que la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos.
Yacimientos de Punto de Burbujeo, Subsaturados o de gas Disuelto:
Si la temperatura del yacimiento es menor que la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos.
4.1.1.2.- Yacimiento de gas 4.1.1.2.1.- Gas seco Cuando se produce con una relación gas-petróleo mucho mayor que 100000 PCN/BN, al fluido se le denomina, comúnmente, gas seco o gas natural. Este consiste, fundamentalmente de metano con poca cantidad de etano y posiblemente, muy pequeños porcentajes de otros componentes de hidrocarburos más pesados. También puede contener vapor de agua, que se condensará cuando las condiciones lo determinen. Un diagrama de fase típico de gas seco se presenta en la Figura. En esta figura se observa: Tanto en condiciones de yacimiento durante la etapa de explotación (línea isotérmica AB) como en condiciones de superficie, en el separador el sistema se encuentra en estado gaseoso, fuera de la línea envolvente. La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica al igual que la temperatura de superficie en el separador, por lo que no se condensarán hidrocarburos líquidos en este sistema, ni en el yacimiento ni en la superficie.
Es mucho mayor que la temperatura cricondenterma
A lo largo de su vida productiva los hidrocarburos en el yacimiento se encuentran en una sola fase
La producción en superficie es solamente gas.
Están constituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superiores.
Están constituidos por hidrocarburos que, aún en superficie y a presión y temperatura de tanque, no condensan.
El diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el yacimiento. No hay presencia de líquidos ni en yacimiento ni superficie. Sin embargo, a temperaturas criogénicas, menores de 50 °F, se puede obtener fluidos de estos gases.
4.1.1.2.2. Gas Húmedo Un gas húmedo normalmente contiene componentes de hidrocarburos más pesados que los gases secos. En la Figura se muestra un diagrama de fase típico donde se observa lo siguiente: la región de las dos fases (área interior a la curva envolvente) es algo más extensa que la correspondiente al gas seco y el punto crítico se encuentra a una temperatura mucho mayor. La temperatura del yacimiento (en condiciones iniciales, el punto A) excede al punto cricondentérmico, de modo que en este caso, durante la explotación (reducción de presión siguiendo la línea isotérmica AB), el fluido en el yacimiento siempre permanecerá en estado de gas como una sola fase. Las condiciones de presión y temperatura en la superficie (separador) se encuentra en la región de las dos fases, de modo que una fase líquida se formará o condensará a medida que el f luido es transportado hasta el separador, siguiendo el comportamiento señalado con la línea A- Separador. La palabra húmedo en la expresión gas húmedo no significa que el gas es mojado por agua, sino que el gas contiene algunas moléculas de hidrocarburos más pesados que, en condiciones de superficie, forman una fase líquida. Entre los productos líquidos producidos en esta separación se tienen el butano y el propano. Los gases húmedos se caracterizan por RGP en la superficie entre 60000100000 PCN/BN, asociados con petróleos usualmente con gravedad mayor a 60 º API.
Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica.
Están constituidos por hidrocarburos livianos a intermedios.
Están
constituidos
por
hidrocarburos
que
no
condensan
a
condiciones de yacimiento pero si a condiciones de separador.
La línea de presión no entra, la envolvente y por tanto no se forma líquido en el yacimiento, pero si en superficie (dos fases). La gravedad,
mayor de 60 API, de los líquidos es similar a la de los gases retrógrados. La gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos es transparente. Se producen menos de 60 STB crudo por cada millón de
4.1.1.2.3.- Gas condensado Los yacimientos de gas condensado producen líquidos de color claro o sin color en la superficie, con gravedades API por encima de los 50º y RGP de 8000 a 70000 PCN/BN. El gas condensado contiene más componentes pesados que el gas húmedo y usualmente se encuentra a profundidades mayores de 5000 pies. Un diagrama de fases típico de gas condensado se presenta en la siguiente Figura, en la cual las condiciones del yacimiento se indican con la línea AE. A medida que el petróleo se remueve desde el yacimiento, la presión y la temperatura del fluido decrecen gradualmente hasta alcanzar las condiciones del separador en la superficie, lo cual se representa siguiendo la línea A'-Separador. Si estas condiciones son bastante cercanas a la curva de burbujeo aproximadamente el 85% de petróleo producido permanece como líquido en condiciones de superficie. El remanente de los hidrocarburos es producido como gas.
Diagrama de fase típico de un Gas Condensado o Retrógrado.
Si las condiciones originales de presión y temperatura del yacimiento se encuentran dentro de la envolvente (punto D, por ejemplo), como se muestra en la siguiente Figura, se habla de un yacimiento con capa de gas. En éstos, originalmente existe líquido (petróleo) en equilibrio con una capa primaria de gas en la parte superior o alta de la estructura geológica del yacimiento. El gas se encuentra en el punto de rocío y el petróleo en el punto de burbujeo.
Diagrama de fase típico de un yacimiento con una zona de petróleo y una capa de gas.
En esta figura se observa lo siguiente: la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica del sistema, y la
presión inicialmente está por encima de la presión de rocío correspondiente a la temperatura del yacimiento. El gas denso en un yacimiento de condensado contiene líquido disuelto en cantidades que dependen de las condiciones de deposición
y
de
la
presión
y
temperatura
del
yacimiento.
Cuando este se encuentra en el punto A, solo existe una fase gaseosa. A medida que la presión del yacimiento declina durante el proceso de explotación, Ocurre la condensación retrógrada. Cuando alcanza el punto B en la Curva de Puntos de Rocío, comienza a formarse líquido y su cantidad se incrementará a medida que la presión del yacimiento disminuye del punto B a D. Los componentes más pesados son los que comienzan a condensarse cuando la presión declina isotérmicamente a lo largo de la línea B-D. El líquido condensado moja la formación y no puede extraerse con el gas producido. En consecuencia, es recomendable mantener las condiciones iniciales de presión de un yacimiento de gas condensado para que las fracciones de líquido permanezcan como gas hasta que ellas alcancen la superficie. Cuando se produce la transición a las condiciones del separador en la superficie se producirá entonces más hidrocarburos líquidos. Debido a una posterior reducción de la presión, el líquido retrógrado se puede revaporizar. Esta mezcla contendrá más hidrocarburos livianos y menos hidrocarburos pesados en comparación con el petróleo volátil. A medida que el yacimiento continúa en producción, la relación gas-petróleo (RGP) tiende a aumentar por la pérdida de algunos componentes pesados del líquido formado en el yacimiento. El yacimiento de gas retrogrado es llamado comúnmente yacimiento de gas y condensados y debe presentar las siguientes características:
Es menor que la temperatura cricondenterma
En su composición se encuentran regulares cantidades de componentes intermedios.
A lo largo de su vida productiva los hidrocarburos en el yacimiento presentan condensación retrograda.
El condesado recuperado en el tanque tiene una densidad por arriba de 50° API.
La producción en superficie es condensado y gas.
El diagrama de fases es menor que el de los aceites negros y el punto crítico está bien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es el resultado de gases retrógrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados que los crudos.
4.1.1.3.- Yacimiento de petróleo En éstos el petróleo es el producto dominante y el gas está como producto secundario disuelto en cantidades que dependen de la presión y la temperatura del yacimiento.
4.1.1.3.1 Petróleo volátil: Para que un yacimiento sea considerado de aceite volátil, debe presentar las siguientes características:
La mezcla a condiciones iniciales se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico.
El equilibrio de fase en estos yacimientos es precario, sufren de un gran encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de la presión de burbujeo. Es menor que la temperatura cricondenterma pero cerca a la temperatura crítica.
En su composición se encuentran pocos componentes pesados y una mayor cantidad de componentes intermedios.
La producción en superficie es aceite y gas
El líquido producido es tiene las siguientes características
Color de amarillo oscuro a negro.
API > 40: aceite en el tanque tiene una densidad que va en
un rango de 45° a 55° API Relación gas-petróleo 2000 - 5000 PCN/BN.
La relación gas-petróleo se encuentra entre 5000-100000 PCN/BN.
4.1.1.3.2.- Petróleo Negro: Para que un yacimiento sea considerado de aceite negro, debe presentar las siguientes características:
Su temperatura s inferior a la temperatura crítica.
Su composición es principalmente de componentes pesados.
El aceite en el tanque tiene una densidad menor a 45° API.
En superficie se recupera aceite en mayor cantidad y gas en menor cantidad.
Color negro o Verde oscuro.
DEPENDIENDO DE LA GRAVEDAD (O DENSIDAD) DEL PETRÓLEO, UNITAR CLASIFICÓ LOS PETRÓLEOS NEGROS EN:
V. CONCLUSIONES
Se describió yacimientos de hidrocarburos.
Se describió las la clasificación de los yacimientos sengun corresponde a
los hidrocarburos que contienen.
Se describió los yacimientos de hidrocarburos según el tipo de fluido.
Se describió los yacimientos de gas
Se describió los yacimientos de petróleo
VI.- BIBLIOGRAFIA
CALHOUN J.C. Fundamentals of Reservoir Engineering. NormanOklahoma Univesity of Oklahoma Press 1976.
http://www.lacomunidadpetrolera.com/2008/09/clasificacin-deyacimientos-en-base-los.html
http://yacimientosdehidrocarburos.blogspot.pe/
BARBERII,
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edición,
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CAMPOSANO C. y Otros. PDVSA Exploración y Producción.
Evolución Tectonoestratigrafica del Paleógeno y su impacto en la explotación del Sur Del Lago, Cuenca De Maracaibo – Venezuela.. VII Simposio Bolivariano Exploración de las Cuencas Subandinas. Memorias. Caracas Venezuela. 2000.
