INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS

República Bolivariana De Venezuela

Ministerio Del Poder Popular Para La Educación Universitaria Ciencia Y Tecnología

Universidad Politécnica Territorial Del Estado Mérida “Kleber Ramírez”

Programa Nacional De Formación Geociencias

Ejido, Estado Mérida

ENSAYO MONOGRAFICO

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Autor: T.S.U Rosa Flores

C.I:11.959.813

Modalidad: Semipresencial

INGENIERÍA DE YACIMIENTOS  DE HIDROCARBUROS

Antes de iniciar con el ensayo monográfico, hablar de yacimientos de hidrocarburo y todo lo relacionado a yacimientos petroleros, hay que recordar una serie de investigaciones del trayecto anterior T3-t2  tomando en cuenta una serie de consideraciones  teóricas  en ingeniería de yacimientos de hidrocarburos  definiendo  las siguientes:

Hidrocarburo: son agregados orgánicos que únicamente contienen carbono he hidrogeno en sus moléculas, el petróleo y el gas natural están compuestos casi por completo por una mezcla de numerosos misceláneos de hidrocarburo, a si mismo, la explotación del petróleo y del gas natural simboliza una industria muy importante para la economía ya que aprueban obtener combustibles fósiles y producir lubricantes, plásticos y otros productos.

Yacimiento de Hidrocarburos: se especifica como un cuerpo rocoso con una serie de características propias, donde se halla acumulado un volumen significativo de hidrocarburo, aunado a esta especificación, se deduce por yacimiento a una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y/o gaseoso.

 Esta percepción implica la correlación de dos aspectos elementales para la industria petrolera como lo son las consideraciones geológicas y las propiedades de los fluidos contenidos en el yacimiento, cabe resaltar que se deben cumplir algunas condiciones básicas la cual deben estar presentes para que exista un yacimiento, como son: la porosidad de la roca, el volumen total del yacimiento y la presencia de hidrocarburos en sitio dada por el porcentaje de saturación. Otras variables importantes son: la permeabilidad de la roca, la viscosidad de los fluidos, la presión y la temperatura del yacimiento.

 Sistema Petrolero: comprende una roca madre madura y todas las acumulaciones de hidrocarburo concernidas genéricamente, de esta manera se Incluye todo los elementos y procesos geológicos que participaron en la acumulación del hidrocarburo (petróleo y/o gas).

Las técnicas describen los elementos y causas interdependientes que forman la unidad funcional que crean acumulaciones de hidrocarburos, cuyos elementos  están constituidos por: roca madre, roca reservorio, roca sello y roca de sobre carga.

• Roca Madre: Composición litológica (roca sedimentaria) que contiene material orgánico que puede generar acumulaciones de hidrocarburo.

• Roca Reservorio: Unidad litológica permeable que físicamente es capaz de almacenar hidrocarburos.

• Roca Sello: Roca de carácter sellante (impermeable) que permite la retención de fluidos en la trampa.

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Fig. N°1 Elementos De Un Yacimiento De Hidrocarburo

VARIABLES IMPORTANTES EN UN YACIMIENTO

• Porosidad (Ø): es la característica más importante de un yacimiento, ya que esta representa la capacidad de almacenamiento de fluidos de la roca. Esta se define como el volumen total de la roca que corresponde a los al volumen poroso, es decir, el espacio que no está ocupado por el esqueleto mineral de la roca.

La porosidad se le clasifica según la conexión entre sus poros (total, efectiva, no efectiva) y según su origen (primario y secundario).

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Fig. N°2 Clasificación Según la Conexión entre los  Poros

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Fig. N°3 Clasificación De La Porosidad Según Su Origen

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Fig. N° 4 Clasificación de la porosidad según su valor

• Permeabilidad: es la capacidad que posee la roca para permitir el flujo de fluidos a través de ellas, es decir, a través de sus poros interconectados. Esta se clasifica en:

1. Permeabilidad Absoluta: es independiente de la naturaleza del fluido y está caracterizada por que la saturación del medio consiste en un 100% de un único fluido.

1. Permeabilidad Efectiva: en este caso el medio está saturado por más de un fluido (agua, petróleo y/o gas).

1. Permeabilidad Relativa: se define como la relación entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta.

• Saturación: es la fracción del volumen poroso del yacimiento que está ocupado por un determinado fluido o lo que es lo mismo el porcentaje del espacio poroso de una roca que está ocupado por un fluido.

• Viscosidad: Propiedad de los fluidos que caracteriza su resistencia a fluir, debida al rozamiento entre sus moléculas.

• Gravedad API: es un término que se utiliza para clasificar el petróleo de acuerdo a sus características y viene dado por la ecuación:

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   Fig.N°5 Formula Gravedad Api                    Fig.N°6 Clasificación del petróleo gravedad API

TIPOS DE CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS

Se deduce por yacimiento al elemento geológico de volumen limitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y/o gaseoso. Los cinco componentes básicos que deben estar presentes para tener un yacimiento de hidrocarburos son:

• Fuente.
• Camino migratorio.
•  Trampa.
• Almacenaje/porosidad.
• Transmisibilidad/ Permeabilidad.

De esta manera, geológicamente los yacimientos se especifican en: estratigráficos, estructurales y combinados.

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Fig. N° 5   Clasificación geológica

Yacimientos estratigráficos, estructurales y combinados

• Estratigráficos: se compone de lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, cambios de permeabilidad.
• Estructurales: Fracturas en calizas o rocas ígneas, discordancias, fallamiento en areniscas, sinclinales, anticlinales, domos salinos.
• Combinados: se  refiere a las posibles combinaciones que se presentan entre los dos grupos anteriores. Descripción realizada de acuerdo a la Figura N° 5 Clasificación geológica Yacimientos estratigráficos, estructurales y combinados.

CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL PUNTO DE BURBUJA

1. Subsaturados: se describe a los yacimientos cuya presión inicial es mayor que la presión en el punto de burbuja, de manera que Originalmente solo se presenta la fase líquida. Las burbujas de gas se despegan del crudo una vez el punto de burbuja se alcanza. Eventualmente, el gas librado empieza se aglutina hasta tener condiciones de flujo hacia al pozo en cantidades cada vez incrementales.

1. Saturados: son yacimientos cuya presión inicial es menor o igual que la presión en el punto de burbuja. Ver punto B y C de la Figura.N°6 .a Este yacimiento bifásico consiste de una zona gaseosa suprayaciendo una zona líquida. Puesto que la composición del gas y el crudo son totalmente diferentes, estas pueden constituirse por diagramas de fases individuales que tienen escasa relación entre ellas o en composición.

La zona líquida está en su punto de burbuja y será producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas. La capa de gas está en el punto de rocío y podría ser retrógrada o no retrógrada (yacimiento de gas). Observar Figura. 6. b y 6.c.

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Fig. N° 6.a  Clasificación De Los Yacimientos De Acuerdo

Al Punto De Burbuja

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Fig. N° 6.b Diagrama de fases de la capa de gas y la zona de crudo

mostrando capa de gas retrógrada.

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Fig. N° 6.c  Diagrama de fases de la capa de gas y la zona de crudo

mostrando capa de gas no retrógrada.

Clasificación de Acuerdo al Estado de los Fluido

1. Petróleo negro: se fundamenta en una amplia variedad de especies químicas que encierran moléculas grandes, pesadas y no volátiles. El punto crítico está limitado hacia la pendiente de la curva. Las líneas (iso-volumétricas o de calidad) están imperceptiblemente espaciadas y tienen un rango de temperatura amplio. Los primeros crudos de este tipo fueron de color negro, de allí su nombre. También se le llama crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario. Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 °F. La gravedad decrece lentamente con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento donde vuelve a incrementarse ligeramente. Este crudo es normalmente negro (compuestos pesados) aunque pude ser marrón o verduzco. (Figura N° 7. a).

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Figura N° 7. a  Diagrama de fases para el petróleo negro

1. Petróleo volátil: el rango de temperatura es más pequeño que en petróleo negro. La temperatura crítica, Tcr, es también menor que en crudos negros y está cerca de la temperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR). Las líneas de calidad no están equivalentemente espaciadas y están desplazadas hacia arriba hacia el punto de burbuja. Una pequeña reducción en presión por debajo del punto de burbuja causa una liberación enorme de gas. Hasta un 50 % de estos crudos puede convertirse en gas en el yacimiento cuando la presión cae unos cientos psi debajo del punto de burbuja.

 Estos también se citan como crudos de alta encogimiento o crudos cercanos al punto crítico. La Ecuación de Balance de Materia (EBM) de petróleo negro no trabaja en estos casos. El punto de división entre crudo volátil y negro es arbitrario, pero se toma como referencia la tolerancia de la EBM. Bo > 2, 1000 < GOR < 8000 scf/STB, 45 < API < 60, C7+ mayor o igual a 12.5 %, la temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica y el gas liberado puede ser del tipo gas condensado. El GOR y La API se incrementan con la producción a medida que la presión cae por debajo de la presión del punto de burbuja. El color es usualmente café claro a verde). Observar  Figura N° 8. a.

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