Clasificación de yacimientos
- 1. Yacimiento: es una unidad geológica-hidráulica ubicada en el subsuelo, integrada por rocas porosas y permeables las cuales permiten la acumulación de los fluidos hidrocarburos líquidos y gaseosos. Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos 1. Según su Mecanismo de Producción 2. Según el Tipo de Estructura Geológica 3. Según Estado Termodinámico de los Fluidos 4. Según el Tipo de Hidrocarburo que Contiene
- 2. Compresibilidad de la roca y de los fluidos: se incrementa la diferencia entre la presión de sobrecarga y la presión de poro, lo que ocasiona una reducción del volumen poroso del yacimiento y la expansión o cambio en el volumen de los fluidos presentes Liberación de gas en solución: Inicia la movilización del gas hacia los pozos productores una vez que la saturación del gas liberado exceda la saturación de gas critica, haciéndose este móvil. Segregación gravitacional: Este mecanismo es característico de los yacimientos que presentan un alto buzamiento, por lo que posee una alta permeabilidad vertical, permitiendo así una fácil migración del gas hacia el tope Empuje por capa de gas: existe una capa de gas, la cual tiende a expandirse debido a la disminución de presión actuando esta como una fuerza de empuje que obliga al petróleo a desplazarse Empuje hidráulico: La expansión del agua del acuífero invade el yacimiento, reemplazo a los fluidos que ya han sido extraído. 1. Según su Mecanismo de Producción 1.1 Producción Natural o Primaria
- 3. 1. Según su Mecanismo de Producción 1.2 Producción Artificial o Secundaria Inyección de fluidos: Este mecanismo se aplica cuando los mecanismos de producción natural ya no son eficiente, para restablecer la presión del yacimiento que se ha perdido debido al tiempo de producción. Este consiste en inyectar agua por debajo de la capa de petróleo o inyectar gas por encima de la misma o en algunos casos ambas, de manera tal que funcione como un mecanismo de desplazamiento y mantenga la presión.
- 4. 2. Según el Tipo de Estructura Geológica Yacimientos Estratigráficos: son yacimientos en donde la trampa se formó como resultado de un proceso de concentración y de repetidas erosiones de sedimentos depositados. Con lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, cambios de permeabilidad. Yacimientos Estructurales: son trampas que fueron originadas por la acción de fuerzas tectónicas en el subsuelo y hubo deformación y fracturamiento de los estratos produciendo pliegues fallas y sus combinaciones. Yacimientos Mixtos o Combinados: hay presencia de pliegues fallas y discordancias
- 5. 3. Según Estado Termodinámico de los Fluidos 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 con Capa de Gas o Yacimientos Saturados Si la mezcla de hidrocarburos se encuentra dentro de la envolvente en la región de dos fases
- 6. 4. Según el Tipo de Hidrocarburo que Contiene 4.1 Petróleo Negro Consiste de una amplia variedad de especies químicas que incluyen moléculas grandes, pesadas y no volátiles. El punto crítico está localizado hacia la pendiente de la curva. Diagrama de Fase para el Petróleo Negro 4.2 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 igualmente 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. Diagrama de Fase para el Petróleo Volátil
- 7. 4.3 Gas Condensado o Retrógrado Los yacimientos de gas condensado producen líquidos de color claro o sin color en la superficie. Usualmente se encuentra a profundidades mayores de 5000 pies. 4.4 Gas Húmedo Normalmente contiene componentes de hidrocarburos más pesados que los gases secos. La palabra «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. 4.5 Gas Seco También llamado gas natural, consiste fundamentalmente de metano con poca cantidad de etano y muy pequeños porcentajes de otros componentes de hidrocarburos más pesados. También puede contener vapor de agua, que se condensará cuando las condiciones lo determinen
- 8. Reservas de Hidrocarburos Reservas: son los volúmenes 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. Clasificación de las Reservas de Hidrocarburos Certidumbre de Ocurrencia • Probadas • Probables • Posibles Facilidades de Producción • Probadas Desarrolladas • Probadas No Desarrolladas Método de Recuperación • Primarias • Suplementarias
- 9. Reservas Probadas Son los volúmenes de hidrocarburos estimados con razonable certeza de 90% y recuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales prevalecientes. El término "razonable certeza" indica un alto grado de confianza de que las cantidades estimadas serán recuperadas. 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. Reservas Posibles Son los volúmenes que no califiquen como reservas probables debido a que la información geológica y de ingeniería tiene un grado de certeza del 10%. 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
- 10. Están representadas por el volumen de hidrocarburo comercialmente recuperable del yacimiento por los pozos e instalaciones de producción disponible con adecuados métodos de operación y costos moderados de inversión. Probadas Desarrolladas Son los volúmenes de reservas probadas que no pueden ser recuperadas comercialmente a través de los pozos instalados con producción disponible. Se espera producir con métodos adecuados de producción a futuro. Probadas No Desarrolladas
- 11. • Son las cantidades de hidrocarburo que se pueden recuperar con la energía natural del yacimiento PRIMARIA • Son las cantidades adicionales que se pudieran recuperar al introducir una energía artificial, como la inyección de fluidos (agua, gas y/o fluidos miscibles) u otra energía que ayude a restituir la presión del yacimiento para desplazar los hidrocarburos. SUPLEMENTARIAS
- 12. ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS Método Volumétrico Se utiliza para calcular el Hidrocarburo Original en Sitio (POES, GOES Y COES) Cálculos por Curvas de Comportamiento Las curvas de declinación de producción son una simple herramienta de cálculo que permite hacer extrapolaciones del comportamiento futuro o predecir el mismo para un pozo en el campo. Cálculo por Balance de Materiales Este método requiere de muchos más datos, para obtener el volumen estimado de reservas o aquel volumen de reservas recuperables. Ya que es necesario contar con la historia de presiones, datos PVT y datos de producción. La cantidad de datos que requiere lo hace más preciso. Volumen Inicial= Volumen Remanente + Volumen producido
- 13. ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS Cálculo por Simulación Numérica Este método se obtiene resultados de estimación de reservas más satisfactorios que los obtenidos con las curva de declinación o Balance de Materiales, ya que, toma en consideración todas aquellas variaciones que pueden ocurrir en el yacimiento. Para simular numéricamente es necesario disponer de: * Adquirir y analizar los datos geológicos, geofísicos, petrofísicos, PVT. * Construir un modelo geológico estático. * Construir el modelo dinámico, con ayuda de ingeniería básica de yacimientos y producción, que mejor se ajuste al comportamiento. *Predecir de acuerdo al historial del yacimiento, el comportamiento estimado a futuro. * Analizar y reportar los resultados obtenidos.