Yacimiento

Tipos de yacimientos.

Yacimientos 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.

Reciben el nombre de yacimientos saturados cuando el petróleo no acepta más gas en solución bajo las condiciones de temperaturas y presión existentes, lo que ocasiona que cualquier exceso de gas se desplace hacia la parte superior de la estructura, lo que forma una capa de gas sobre el petróleo.

En yacimientos de petróleos no saturados también se desarrolla la capa de gas por los vapores que se desprenden en el yacimiento al descender la presión. La mayor parte del gas natural producido en Venezuela hoy en día, proviene de yacimientos de gas en solución.

Yacimientos de Gas-Petróleo

Son aquellas acumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas en la parte más alta de la trampa. La presión ejercida por la capa de gas sobre la del petróleo es uno de los mecanismos que contribuye al flujo natural del petróleo hacia la superficie a través de los pozos.

Cuando baja la presión y el petróleo ya no puede subir espontáneamente, puede inyectarse gas desde la superficie a la capa de gas del yacimiento, aumentando la presión y recuperando volúmenes adicionales de petróleo.

Yacimientos de Condensados

En estos yacimientos de hidrocarburos están en estado gaseoso, por características específicas de presión, temperatura y composición. El gas está mezclado con otros hidrocarburos líquidos; se dice que se halla en estado saturado. Este tipo de gas recibe el nombre de gas húmedo.

Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros queda atrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimiento.

Yacimientos de Gas Seco

En éstos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura.

El gas se genera gracias a un proceso de expansión, parecido al que ocurre en las bombonas, donde la cantidad de gas está relaciona da con la presión del embace.

Yacimientos de Gas Asociado

El gas que se produce en los yacimientos de petróleo, el gas-petróleo y de condensado, recibe el nombre de gas asociado, ya que se produce conjuntamente con hidrocarburos líquidos.

El gas que se genera en yacimientos de gas seco se denomina gas no asociado o gas libre y sus partes líquidas son mínimas.

CONDICION ÓPTIMAS PARA LA SEPARACION PETROLEO-GAS

Ahora hay dos fases de hidrocarburos en el yacimiento, gas saturado, petróleo y gas liberado. Durante la producción en la superficie el gas liberado va a ser envuelto por la fase liquida y el gas total de producción en la superficie, tendrá dos componentes; el gas el cual estuvo libre en el yacimiento, y el gas liberado del petróleo durante la producción. Estos componentes separados son indistinguibles en la superficie y el problema es, por ende, como dividir la producción del gas en la superficie observada, en volúmenes de gas liberado y gas disuelto a condiciones del yacimiento Debajo del punto de presión de burbuja hay una complicación adicional en que la solución de gas liberada viaja a una diferente velocidad que el petróleo líquido cuando ambos están sujetos a la misma presión diferencial.

Como se mostrara la velocidad de flujo de un fluido en un medio poroso es inversamente proporcional a la viscosidad del fluido. Típicamente la viscosidad del gas en el yacimiento es alrededor de cincuenta veces más pequeña que el petróleo líquido y consecuentemente, el gas fluye a velocidades mucho más grandes. Como un resultado, es normal, cuando la producción de un yacimiento en el cual hay una saturación de gas libre, que el gas se producirá en cantidades desproporciónales en comparación al petróleo. Esto es un barril de petróleo puede ser producido junto con un volumen de gas que exceda grandemente el volumen originalmente disuelto por barril de petróleo sobre la presión del punto de burbuja. Control en la relación de volúmenes de producción en la superficie al retirado del subsuelo. Se gana por la definición de los siguientes tres parámetros PVT, los cuales pueden ser medidos por experimentos de laboratorio realizados en muestras de petróleo del yacimiento más ese originalmente gas disuelto Rs: la relación gas petróleo de solución, el cual es el número de pies cúbicos estándar de gas el cual puede ser disuelto en un barril estándar de petróleo cuando ambos son llevados a las condiciones prevalecientes en el yacimiento de presión y temperatura.

βo: el factor volumétrico de formación de petróleo, es el volumen en barriles ocupados en el yacimiento a la presión y temperatura prevaleciente, por un barril estándar de petróleo más el gas disueltoβg: el factor volumétrico de formación del gas, el cual es el volumen en barriles que un pie cúbico estándar de gas puede ocupar como gas libre en yacimiento alas condiciones prevalecientes en el yacimiento de presión y temperatura Ambos el pie cúbico estándar, y el barril estándar, referente a las definiciones de arriba, están definidos a las condiciones estándar, las cuales en este texto son tomadas como 60 F a una atmosfera (14.7 lpca). Se debería también notar que el Rs y Bo son ambos medidos relativamente a un barril estándar de petróleo, la cuales la unidad básica de volumen usado en el campo. Todos los tres parámetros son funciones estrictamente de la presión, como se muestra, asumiendo que la temperatura de yacimiento permanece constante durante el agotamiento.

Métodos de exploración

Exploración Geológica

Exploración aérea.

– Métodos Indirectos: Afloramientos, mediciones de direcciones o rumbos en las inclinaciones.

– Métodos Directos: perforación de pozos, examen de los fósiles que contienen la roca.

– Análisis de suelos para determinar su edad geológica.

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