Comportamiento De Flujo De Tuberia Eductoras

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 supra yacentes con baja permeabilidad.

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 secundario, 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 hidrocarburos 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.

Rocas almacén: Afloramiento de calizas formadas por antiguos arrecifes de rudistas, mostrando la elevada porosidad de estas facies.

Las rocas en las que se acumula el petróleo, rocas almacén, son porosas y permeables. La porosidad puede ser debida a la propia naturaleza de la roca, siendo las más comunes las areniscas —que representan el 59% de las rocas almacén—, algunas calizas —el 40%— o a la fracturación de otras rocas —el 1% restante—.2

Algunas formaciones sedimentarias con bioconstrucciones fósiles como arrecifes coralinos o de rudistas, con facies muy porosas, ofrecen buenos reservorios petrolíferos.

Los yesos, margas y lutitas son en principio impermeables, si bien las lutitas pueden ser rocas madre y contener altas concentraciones de hidrocarburos (lutitas bituminosas).

Trampas

Artículo principal: Trampa petrolífera

Trampa estructural: pliegue anticlinal.

Trampa estructural: falla geológica

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).

Separación petróleo- gas:

Los procesos de separación gas- petróleo son natural; esta permite hacer una primera separación física entre las fases, tomando en de gran importancia a nivel industrial por que representa la primera etapa del procesamiento del gas cuenta la cantidad de fluido a separar (gas - petróleo, gas-petróleo- agua). Un factor importante en la separación de las fases es el diagrama de fases por que con este se puede predecir la composición de la mezcla que se encuentra en equilibrio a una presión y temperatura dada entre otros; los cuales son utilizados en la industria petrolera, los separadores tipo depurad. Existe una gama de separadores, entre los cuales se tiene verticales, horizontales, depuradores ores permiten hacer la primera separación entre los hidrocarburos esencialmente liquido y gas, así como también liberar parte de la fase gaseosa que puede permanecer en la fase liquida; los separadores verticales y/o horizontales permiten una separación de optima eficiencia y es necesario tener en cuenta todas las condiciones de flujo a separar, debido a que esta representa la primera instalación del procesamiento del gas natural para tener una máxima eficiencia del separador a diseñar se deben conocer las dimensiones del mismo. Así de esta manera se tiene los modelos de simulación en el proceso de separación gas - petróleo son una herramienta muy útil en la industria petrolera, estos están basado en ecuaciones teóricas y/ o semiempiricas desarrolladas, los cuales permiten un óptimo proceso de separación y a su vez ayuda a incrementar la eficiencia del diseño obteniendo una representación visual en el comportamiento real del separador.

Exploración de yacimiento de gas:

Las mayores reservas de gas en Venezuela se encuentran en la zona norte y noroeste del país, en las costas de la plataforma continental caribeña y atlántica, ocupando una extensión de más de 500.000 kilómetros cuadrados. En el occidente del país se cuenta con recursos gasíferos por 35 billones de pies cúbicos y en la zona oriental asciende a 65 billones de pies cúbicos.

los yacimientos de gas en Venezuela son prometedores al punto que las estimaciones de producción se prevén aumentar en el período que abarca hasta 2012, de 6.300 millones a 11.500 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD).

La producción en el occidente del país aumentará de 1.100 a 1.400 MMPCD, en el centro del país, específicamente en el área de Yucal Placer se aumentará la producción de 100 a 300 MMPCD; y en Anaco de 1.700 millones a 2.794 MMPCD.

Todo esto sin contar la incorporación de la producción del proyecto Mariscal Sucre cuyas actividades se estiman por el orden de 1.200 MMPCD, y la Plataforma Deltana por 1.000 MMPCD.

El proyecto Delta Caribe desarrollará el gas costa afuera en las áreas de la Plataforma Deltana, en la fachada atlántica y en las costas ubicadas al norte del estado Sucre, en el oriente de nuestro país.

Con este proyecto se persigue superar el déficit de gas que presenta actualmente el mercado interno, calculado en 1.500 MMPCD.

En el golfo de Paria contamos con yacimientos de gas natural no asociado de gran potencialidad, en esta región se desarrolla el proyecto Corocoro.

Las empresas Conoco Phillips, ENI y PDVSA mantienen licencias para la producción de crudo bajo la figura de exploración a riesgo y ganancias compartidas.

Por último tenemos el proyecto Rafael Urdaneta, ubicado al noreste del estado Falcón en el golfo de Venezuela. Estos yacimientos tienen un potencial de explotación de 26 BPC de gas natural no asociado y siete millones de barriles de hidrocarburos líquidos.

De los 29 bloques que forman parte de este desarrollo, 18 están ubicados en el golfo de Venezuela y 11 en Falcón noreste, abarcando un área aproximada de 30.000 km cuadrados.

A mediados de 2001, comenzó una producción incipiente de gas no asociado en el centro del país, la misma ha ido incrementándose a medida que se avanza en nuevos descubrimientos y se incorporan empresas interesadas en el desarrollo y extracción de los hidrocarburos en nuestro país.

En el siguiente cuadro puedes apreciar los nuevos yacimientos de gas natural descubiertos en nuestro país.

En primer lugar Reservas de Hidrocarburos son los volumenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que se pueden recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante.

Las Reservas de Hidrocarburos se clasifican de la siguiente manera:

1. Certidumbre de Ocurrencia

Probadas

Probables

Posibles

2. Facilidades de producción

Probadas desarrolladas

Probadas no desarrolladas

3. Método de recuperación

Primarias

Suplementarias

1. Clasificación de las reservas de acuerdo a la certidumbre de ocurrencia

a) Reservas Probadas

Son volúmenes de hidrocarburos estimados con una grado de certeza mayor al 90% y recuperables de yacimientos conocidos, según información geológica e ingenieril disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y relaciones gubernamentales prevalecientes.

o anterior quiere decir que las empresas oprecionales deben estimar las reservas a través de los medios información geológicos y de ingeniería que dispongan pero de encontrar volumenes de hidrocarburos que no sean extríbles bajo las condiciones operacionales disponibles o por ejemplo no sea económicamente rentable su extracción ya que el costo de producción de un barril de ese petróleo es mayor que el precio de venta del mismo, dicho volumen no puede ser contabilizado como reserva probada.

El Manual describe ciertos casos de reservas probadas

Caso 1

Son reservas probadas los volúmenes de hidrocarburos producibles en yacimientos con producción comercial o donde se hayan realizado pruebas de producción o formación exitosas.

Caso 2

Son reservas probadas los volúmenes producibles del área de un yacimiento que ha sido delimitada por información estructural, estratigráfica y de contactos de fluídos de pozos perforados en ellas o límites arbitrarios razonables.

Caso 3

Son reservas probadas los volúmenes producibles en las áreas aún no perforadas pero que encuentren entre yacimientos conocidos, cuya información geólogica y de ingeniería indiquen que hay continuidad entre ellos.

Caso 4

Son reservas probadas los volúmenes de yacimientos que pueden ser extraídos cuando son sometidos a proyectos comerciales de recuperación suplementaria, tales como inyección de gas, inyección de agua, mantenimiento de presión, métodos térmicos, entre otros.

Caso 5

Son reservas probadas los volúmenes que provengan de proyectos de recuperación suplementaria comprobados siempre y cuando los proyectos están basados en proyectos pilotos exitosos realizados en ese yacimiento, o en respuestas favorables de proyectos de recuperación realizados en yacimientos análogos de características similares según información geológica e ingenieril; y cuando sea razonablemente cierto que dichos proyectos de recuperación suplementaria serán realizados.

Caso 6

En ciertos casos se considerarán reservas probadas los volúmenes producibles de pozos cuyos análisis de núcleos y/o perfiles indican que pertenencen a un yacimiento análogo a dos o más que están produciendo en el mismo horizonte o que han demostrado su capacidad productora.

b) Reservas Probables

Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, donde información geológica y de ingeniería indican con un grado de certeza del 50% que se podrían recuperar bajo las condiciones operacionales, económicas y contractuales que lo permitan.

Se estiman como reservas probables los vlúmenes de hidrocarburos que puedan producirse en condiciones económicas futuras diferentes de las utilizadas para las reservas probadas; es decir, si en el momento actual no es rentable la producción de crudo en un yacimiento pero se aprecia una tendencia económica que a futuro hará rentable su producción, entonces estos volumenes pasan a ser reservas probables.

En Venezuela se ha establecido un sistema de Series Numeradas para indicar los casos que califican como Reservas Probables, de acuerdo al riesgo y posibilidad de existencia:

Serie 100

Los volúmenes que podrían recuperarse de yacimientos donde no se hayan hecho pruebas de producción pero el análisis de perfiles de sus pozos indica con alta certeza la probabilidad de su existencia.

Serie 200

Los volúmenes que podrían recuperarse a una distancia razonable fuera del área probada cuyo límite fue establecido por el pozo estructuralmente más bajo pero donde no se ha determinado el contacto agua-petróleo y por ende exista la propabilidad de que el yacimiento se extienda abarcando el área de interés.

Serie 300

Los volúmenes que pudieran contener las áreas adyacentes a yacimientos conocidos que están separados de éstas por fallas sellantes, siempre y cuando información geológica y de ingeniería afirme con razonable certeza que en dichas áreas existen condiciones geológicas favorables para la acumulación de hidrocarburos.

Serie 400

Los volúmenes estimados a través de estudios geológicos o de ingeniería realizados o estudios en proceso, donde el juicio técnico indica, con 50% de certeza, que dichos volúmenes podrían recuperarse en yacimientos probados si se aplicaran procedimientos comprobados de recuperación suplementaria.

c) Reservas Posibles

Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, donde información geológica y de ingeniería indican con un grado de certeza de por lo menos 10% que se podrían recuperar bajo las condiciones operacionales, económicas y contractuales que lo permitan.

En otras palabras, se clasifican como reservas posibles lo volúmenes que no califiquen como reservas probables debido a que la información geológica y de ingeniería tiene menor grado de certeza.

Del mismo modo que para las reservas probables, en Venezuela se ha establecido un sistema de Series Numeradas para identificar aquellos casos que califiquen como reservas posibles:

Serie 600

Los volúmenes sustentados por pruebas de producción o formación que no pueden ser producidos por las condiciones económicas en el momento de la estimación, pero que serían rentables al utilizar condiciones futuras razonablemente ciertas.

Serie 700

Los volúmenes que podrían existir en formaciones donde las muestras de núcleos o perfiles de pozos describen características de acumulaciones de hidrocarburos potenciales pero con un alto grado de incertidumbre.

Serie 800

Los volúmenes que podrían existir en áreas que, de acuerdo a información geológica y de ingeniniería, se encuentran en una estructura mayor que la limitada por las reservas probables y probadas y la perforación de pozos fuera del área probada y probable ofrece menor certeza de resultados positivos.

Serie 900

Los volúmenes que podrían existir en segmentos fallados no probados, adyacentes a yacimientos probados, en donde existe una duda razonable de que ese segmento contenga volúmenes recuperables de hidrocarburos.

Serie 1000

Los volúmenes adicionales en yacimientos cuyas características geológicas y de fluídos indican la posibilidad de ser extraídos con éxito si se aplicara algún método de recuperación suplementaria.

2. Clasificación de las reservas de acuerdo a las facilidades de producción

a) Reservas Probadas Desarrolladas

Son los volúmenes de hidrocarburos comercialmente recuperables de yacimientos por los pozos e instalaciones de producción disponibles. Se incluyen las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo menor y generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a la producción. También se incluyen aquellas que se esperan obtener por la aplicación de métodos de recuperación suplementaria.

b) Reservas Probadas No Desarrolladas

Son los volúmenes de reservas probadas que no pueden ser comercialmente recuperables a través de los pozos e instalaciones de producción disponibles. Incluye las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a la producción (RA/RC) y las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones o la profundización de pozos que no hayan penetrado el yacimiento.

- Clasificación de las reservas de acuerdo al Método de Recuperación

a) Reservas Primarias

Son los volúmenes de hidrocarburos que pueden recuperarse con la energía propia o natural del yacimiento. Dicha energía puede venir del empuje de una capa de gas, de un acuífero o de gas en solución liberado, por compresión del volumen poroso o expansión del volumen de los fluídos; pero dichos mecanismos de empuje natural dependen de la presión del yacimiento respecto a la presión de burbuja.

b) Reservas Suplementarias

Son los volúmenes adicionales que se podrían recuperar en un yacimiento si el mismo es sometido a una incorporación de energía suplementaria a través de métodos de recuperación artificiales tales como la inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o desplazar hidrocarburos que aumenten la extracción de petróleo.

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