Apuntes de Ingeniería de Yacimientos 2012 Jlph1
60
Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos José Luis Pérez Hernández [email protected] Teléfono oficina 19449437
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Apuntes de ingeniería de Yacimientos, Ingeniería petrolera
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Fundamentos de Ingeniería de
Yacimientos
José Luis Pérez Hernández
Teléfono oficina 19449437
80 por ciento. Exámenes departamentales
10 por ciento. Entrega de trabajos realizados en clase
10 por ciento. Entrega de trabajo final
Evaluación y acreditación
1. Craft B.C. and Hawkins M.F.: Applied Petroleum Reservoir Enginnering, Ed. Prentice
Hall, Second edition, 1990
2. Towler Brian F.: Fundamental Principles of Reservoir Enginneering, Society of
Petroleum Engineers, 2002
3. Ezekwe Nnaemeka: Petroleum Reservoir Engineering Practice, Ed. Prentice Hall,
First edition, September 2010
4. Bradley Howard B.: Petroleum Engineering Handbook, Society of Petroleum
Engineers, First edition, 1987
5. McCain William D. Jr: The Properties of Petroleum Fluids, Ed. Penn Well Books,
Second edition, 1990
6. Ikoku Chi U.: Natural Gas Reservoir Engineering, Ed. Krieger Piblishing Company,
1992
Bibliografía
I. Introducción y conceptos fundamentales 1/3
1.1 Objetivo del curso
En este primer curso se estudian conceptos básicos de la ingeniería de yacimientos,
métodos para estimar el volumen original de hidrocarburos, mecanismos de expulsión o
empuje de los hidrocarburos y clasificación de las reservas de hidrocarburos en los
yacimientos.
1.2 Ingeniería de yacimientos y sus funciones
La ingeniería de yacimientos se tiene como objetivo aplicar principios científicos para
estudiar los yacimientos y conocer su comportamiento bajo diferentes mecanismos de
flujo, con la finalidad de llevar a cabo una explotación racional de los mismos.
Puesto que el contenido de hidrocarburos en los yacimientos y su producción son
fundamentales para toda actividad de la Ingeniería Petrolera, la Ingeniería de
Yacimientos es una parte estratégica y fundamental dentro de la explotación óptima de
los yacimientos.
Dentro de las funciones de la ingeniería de yacimientos destacan las
siguientes:
a)Determinar las propiedades de la roca y su relación con los fluidos que contiene
b)Estimar el volumen original de hidrocarburos
c)Determinar y analizar el cambio de las propiedades físicas que sufren los fluidos del
yacimiento con la presión y la temperatura
d)Predecir el comportamiento primario de los yacimientos considerando diversos esquemas
e) de explotación, así como el aspecto económico
f)Estimar las reservas de aceite y gas
g)Diseñar, programar y analizar pruebas de variación de presión de fondo
h)Efectuar estudios de procesos de recuperación secundaria y mejorada
I. Introducción y conceptos fundamentales 2/3
1.3 Nomenclatura
Apuntes de ingeniería de yacimientos, UNAM
Yacimiento
Es la porción de una trampa geológica que contiene hidrocarburos y que se comporta como
un sistema interconectado hidráulicamente. Los hidrocarburos parcialmente ocupan los
porosos o huecos de la roca almacenadora y normalmente están a la presión y temperatura
debidas a las profundidades a que se encuentran el yacimiento. Algunos yacimientos están
asociados a grandes volúmenes de agua denominados acuíferos
P.P. 5400 m
I. Introducción y conceptos fundamentales 3/3
Línea sísmica que muestra la posible existencia de
una acumulación de hidrocarburos (yacimiento)
Modelo tridimensional de la acumulación de
hidrocarburos (yacimiento)
Afloramiento de roca almacén existe
I. Introducción y conceptos fundamentales
II. Clasificación de los yacimientos
III. Cálculo del volumen original de hidrocarburos a condiciones de yacimiento por
métodos volumétricos o directos
IV. Clasificación de las reservas de hidrocarburos
V. Funciones Presión – Volumen – Temperatura (PVT)
VI. Mecanismos de expulsión o empuje de los fluidos de los yacimientos
VII. Cálculo y determinación del volumen original de hidrocarburos con la ecuación de
balance de materia y las constantes de entrada de agua
VIII. Evaluación de la entrada de agua a los yacimientos
Contenido
0 1 2 3 4 Km
Área
Espesor
Porosidad
Permeabilidad
Saturación de fluidos
Presión
Temperatura
Fuerzas o empujes
Mineralogía
Características de los yacimientos
Yacimiento Características
• Yacimientos de gas
• Gas seco
• Gas húmedo
• Gas y condensado
• Yacimientos de aceite
• Ligero
• Mediano
• Pesado
• Extrapesado
• Bitumen
Clasificación de yacimientos por tipo de hidrocarburo
Gas
Aceite
Agua
2
• Estimación de parámetros petrofísicos
de la roca:
• Porosidad
• Saturación de aceite, gas y agua
• Permeabilidad
• Contenido de arcilla
• Espesores brutos y netos
• Resistividad de la roca
• Determinación de contactos agua-
aceite, agua-gas y gas-aceite
• Litología
• Mineralogía
Caracterización de Yacimientos: Modelo petrofísico
• Pruebas especiales de núcleos
• Mojabilidad
• Presiones capilares
• Permeabilidades relativas
• Calibración de parámetros petrofísicos
con núcleos
• Porosidad
• Permeabilidad
• Exponente de cementación
• Propiedades eléctricas
• Litología
• Granulometría
2800
2900
3000
2700
2750
2850
2950
0.2 2001000Gamma corregido Resistividad
KS
KM
KI
N-1
N-2
No
concluyente
Productor de
aceite
2800
2900
3000
2700
2750
2850
2950
0.2 2001000Gamma corregido Resistividad
KS
KM
KI
N-1
N-2
No
concluyente
Productor de
aceite
2896
2900
2905
2909
Registro de imágenes
M.C. 2905-10_5x_nx
M.C. 2905-10_10x_nx
Lutita
Dolomía
Cretácico Inferior 2905-2910 m
Crudo
Prueba de producción
Prueba de producción
Caracterización de Yacimientos: Modelo petrofísico
Propiedades de la roca
• Se estiman propiedades de la roca
para los modelos de simulación
de flujo
• Se construye la curva de
presión capilar de acuerdo a
las saturaciones de agua
obtenidas a partir de
registros o de datos de
laboratorio
• Se establecen las
saturaciones inicial y
residual de aceite al
desplazamiento de agua
(Sorw), la saturación de
aceite residual en presencia
de gas (Sorg) y la saturación
de agua irreductible (Swi)
Saturación de agua, Sw
Permeabilidad relativa, kr
kro krw
• Propiedades de los hidrocarburos
• Los reportes de análisis Presión-
Volumen-Temperatura (PVT) de
muestras de fluidos se revisan para
determinar la consistencia y la
calidad de los datos , así como para
seleccionar el más representativo del
yacimiento.
• A través de una ecuación de estado
se caracteriza el fluido y se estima la
variación de su composición tanto
areal como verticalmente,
separándose incluso los
componentes como el N2, C1 y CO2
de la mezcla original, para ser
utilizados en procesos de
recuperación mejorada.
• Propiedades del agua
• Las propiedades del agua se
correlacionan a partir de datos de
salinidad y del total de sólidos
disueltos.
Caracterización de fluidos
• El análisis de las pruebas de
incremento/decremento de presión
se realiza para obtener, entre otros,
los siguientes parámetros para el
modelado dinámico del yacimiento:
• Permeabilidad del yacimiento (k)
• Factor de daño de la formación
(S)
• Presión estática del yacimiento
(pws)
• Geometría del yacimiento
• Factores omega (Ω) y lambda (l)
para la determinación del
tamaño de bloque de la matriz
rocosa en yacimientos
naturalmente fracturados
Tiempo, hr.
p
y
derivada,
lb/pg2
Análisis de pruebas de presión
1878.9 m • Las formas de energía para
transportar los hidrocarburos
del yacimiento a la superficie
se denominan empujes. Los
empujes se clasifican en
naturales y artificiales
• Como principales empujes
naturales tenemos la
expansión del sistema roca –
fluidos, la entrada de agua de
un acuífero adyacente,
empuje por casquete de gas
y por drene gravitacional en
el yacimiento
• Los empujes artificiales son
energía externa
proporcionada al yacimiento
por la inyección de fluidos al
mismo (inyección de agua,
vapor, nitrógeno, gas, calor)
Hidrocarburos
Roca sello
Agua
Roca almacenadora
Roca Generadora
Mecanismos de empuje
Balance de materia • El balance volumétrico de
hidrocarburos permite
estimar características del
yacimiento
• Volumen original de
hidrocarburos
• Estimación de reservas
remanentes de
hidrocarburos
• Predicción de la presión del
yacimiento para los
diferentes volúmenes de
producción acumulada (Np)
• Determinación de los
diferentes tipos de empuje
del yacimiento
• Tipo y dimensiones del
acuífero asociado al
yacimiento
• Pronósticos de producción
Volumen original 2P
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Ene-1
3
Ene-1
4
Ene-1
5
Ene-1
6
Ene-1
7
Ene-1
8
Ene-1
9
Ene-2
0
Ene-2
1
Ene-2
2
Ene-2
3
Ene-2
4
Ene-2
5
Ene-2
6
Ene-2
7
Ene-2
8
Ene-2
9
Ene-3
0
Ene-3
1
Ene-3
2
Tiempo
Pw
s K
g/c
m²
10 Pozos 12 Pozos 16 Pozos 14 Pozos
Análisis del comportamiento presión-producción
• El análisis incluye la preparación
de la información relacionada a la
operación del campo
• Estados mecánicos,
terminación y reparación de
pozos, fracturamientos
hidráulicos y estimulaciones
• Datos de producción por pozo
de aceite, gas y agua
• Historias de presión por pozo
estática, fluyendo, en cabeza y
en los separadores.
• Análisis de pruebas de registros
de producción (medidor de flujo
continuo, temperatura, TDT)
con el fin de determinar la
posición original del contacto de
fluidos
MBPD
0
100
200
300
400
500
600
700
25/05/1979 14/11/1984 07/05/1990 28/10/1995 19/04/2001 10/10/2006 0
50
100
150
200
250
300
350 kg/cm 2
Gasto de aceite Presión
18
• Se realizan las siguientes
etapas:
• Inicialización del modelo de
simulación de flujo para
establecer la distribución de
presión y saturación de
fluidos antes del inicio de la
explotación
• Ajuste de la historia de
presión, relación gas-aceite
(RGA) y agua, a nivel de
pozo y campo.
• Calibración del índice de
productividad por pozo y
acoplamiento de su tabla
hidráulica, considerando
diferentes gastos de
producción y presiones en
cabeza y/o de fondo fluyendo
• Alternativas de explotación
de acuerdo a las
características de yacimiento
Distribución de la saturación de aceite
Simulación de Yacimientos
Evaluación económica de reservas
• La evaluación económica de
reservas de hidrocarburos tiene por
objeto determinar la rentabilidad del
plan de desarrollo que las justifica
• La rentabilidad depende de la
cantidad de hidrocarburos existente,
del valor de venta de los fluidos
(aceite, gas y condensado) y de las
inversiones y costos de operación y
mantenimiento asociados al
desarrollo
1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040
Límite económico
Exp
lora
ció
n
De
limit
ació
n
De
sarr
ollo
Declinación
Límite técnico
Abandono
Sistemas generadores
Roca Generadora calidad y madurez
La roca generadora esta constituida por sedimentos muy finos, depositados en condiciones acuosas (marinas y terrestres) con ausencia de oxígeno, que favorece la preservación de la materia orgánica.
Riqueza orgánica Madurez
Elementos de un sistema petrolero
20
Roca Almacén distribución y calidad
Luna-5, Nucleo-2
Isopacas
Modelo sedimentológico Sección estratigráfica
Tsimin-1, Núcleo-3
Una roca almacén es aquella que tiene espacios porosos entre sus granos ó dentro de éstos y que están interconectados permitiendo el alojamiento de fluidos ó gases.
Elementos de un sistema petrolero
21
Roca Sello distribución y efectividad
Los sellos geológicos son rocas de baja permeabilidad que retienen el flujo de hidrocarburos
H-1 L-1 T-101
Paredón–1, N-7, 5000-5009 m. Guineo–1 N-1, 3656-3665 m
IcT
Remate–1 N-1, 3636-3645 m
La continuidad lateral del sello regional determina su efectividad y controla el sistema de migración.
Factores que determinan la efectividad del sello:
- Litología
- Ductilidad
- Espesor
- Continuidad lateral
- Prof. de sepultamiento.
Elementos de un sistema petrolero
R. Almacén
R. Sello
Calizas arcillosas Lutitas Evaporitas
22
Trampa, Sincronía y Migración
Elementos de un sistema petrolero
Factores críticos: Tipo de trampa y cierre
O = 4-6%
Fracturas
O=6-11%
Banco oolítico
23
1.4 Porosidad
Es la medida del espacio poroso de una roca donde se almacenaran los fluidos. Altos valores
de porosidad indican alta capacidad para contener fluidos, bajos valores de porosidad indican
lo contrario. Los fluidos almacenados en el espacio poroso dentro de las rocas del yacimiento
pueden ser aceite, gas y agua. La porosidad se clasifica en porosidad absoluta y porosidad
efectiva. La porosidad se estima en fracción, pero es muy común expresarla en por ciento, y
se calcula con la expresión:
Propiedades de la roca 1/10
Espacios o poros entre los granos Núcleo-3
∅ =𝑉𝑝
𝑉𝑏
Donde:
Ø = porosidad total
Vp = volumen poroso
Vb = volumen total de roca
1.4.1 Porosidad absoluta
La porosidad absoluta o total considera el volumen poroso tanto de los poros aislados como
los comunicados.
1.4.1 Porosidad efectiva
La porosidad efectiva considera el volumen poroso sólo de los poros comunicados
La porosidad puede ser clasificada de acuerdo a su origen como porosidad primaria y
secundaria. La primera se desarrolla durante la depositación de los sedimentos, después la
compactación y cementación reduce la porosidad original. La segunda se desarrollada por
algunos procesos geológicos subsecuentes a la depositación, tales como diagénesis,
fracturamiento, disolución (vúgulos)
Propiedades de la roca 2/10
Fracturas Vúgulos Matriz
Carbonatos: porosidad
primaria y secundaria
Arenas y areniscas:
Porosidad primaria.
Representación del arreglo de
los granos
Los datos de porosidad son obtenidos de mediciones directas de muestras de núcleos y/o
indirectamente de registros de pozos. En la mayoría de los casos, los datos de porosidad
obtenidos de núcleos son usados para validar o calibrar los datos de porosidad de los
registros geofísicos de pozos.
Los datos de porosidad son rutinariamente usados cuantitativa y cualitativamente para
evaluar y estimar el volumen potencial de hidrocarburos contenidos en un yacimiento.
La porosidad varía normalmente en los yacimientos entre 5 y 30 por ciento.
Propiedades de la roca 3/10
0 1 2 3 4 Km
Registros geofísicos
1.4 Saturación
La saturación de un fluido en un medio poroso es una medida del volumen de fluidos en el
espacio poroso de una roca, a las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra
en el yacimiento, se estima en fracción, pero es muy común expresarla en por ciento, y se
calcula con la expresión siguiente:
Propiedades de la roca 4/10
Espacio poroso lleno de un fluido
𝑆𝑓 =𝑉𝑓
𝑉𝑝
Donde:
Sf = saturación del fluido
Vf = Volumen del fluido
Vp = Volumen poroso
El fluido contenido puede aceite, gas, agua o la combinación de ellos.
Grano
Fluido
1.5.1 Saturación inicial
Será aquella a la cual es descubierto el yacimiento en el caso del agua, también se le
denomina saturación del agua congénita y es el resultado de los medios acuosos donde se
forman los hidrocarburos, dependiendo de su valor el agua congénita podrá tener movimiento
o no
Propiedades de la roca 5/10
𝑆𝑜 =𝑉𝑜
𝑉𝑝
Donde:
So = saturación de aceite
Vo = Volumen de aceite
Vp = Volumen poroso
1.5.2 Saturación residual
Es aquella que se tiene después de un periodo de explotación en una zona determinada,
dependiendo del movimiento de fluidos, los procesos a los cuales se esta sometiendo el
yacimiento y el tiempo
1.5.3 Saturación Critica
Sera aquella a la que el fluido inicia su movimiento dentro de un medio poroso
Espacio poroso lleno de un fluido
Grano Agua
Poro Hidrocarburos
(aceite o gas)
Estimación del volumen original de aceite @ c.y.
1.6 Permeabilidad
La permeabilidad es un propiedad del medio poroso y es una medida la capacidad del
medio poroso de permitir el paso de un fluido a través de ella
1.6.1 Permeabilidad absoluta
La permeabilidad absoluta, es una propiedad del medio poroso de permitir el paso de un
fluido a través de ella, cuando se encuentra saturada al cien por ciento de un fluido
𝑣 =𝑘
𝜇
∆𝑝
∆𝑙
𝑣 =𝑞
𝐴
𝑘 =𝑞
𝐴𝜇
∆𝑙
∆𝑝
En 1856 Henry Darcy
investigo el flujo de agua a
través de arenas no
consolidadas, estableciendo la
proporcionalidad directa que
existe entre la velocidad de un
fluido homogéneo en un medio
poroso y el gradiente de
presión y la proporcionalidad
inversa con respecto a la
viscosidad del fluido
Propiedades de la roca 6/10
1 darcy
𝑞
𝐴=
𝑘
𝜇
∆𝑝
∆𝑙
𝑞 =1 𝑐𝑚3
𝑠𝑒𝑔 𝐴 = 1𝑐𝑚2 𝜇 = 1 𝑐𝑝 ∆𝑙 = 1𝑐𝑚 ∆𝑝 = 1𝑎𝑡𝑚
Propiedades de la roca 7/10
La ecuación de Darcy para flujo a través de un medio poroso puede ser aplicada a flujo
multifásico introduciendo el concepto de permeabilidad de la fase (efectiva) y
permeabilidad relativa.
1.6.2 Permeabilidad efectiva
La permeabilidad efectiva a un fluido, es la permeabilidad del medio a ese fluido cuando
su saturación en menor del 100 por ciento
Propiedades de la roca 8/10
𝑘𝑜 =𝑞𝑜
𝐴𝜇𝑜
∆𝑙
∆𝑝
𝑘𝑤 =𝑞𝑤
𝐴𝜇𝑤
∆𝑙
∆𝑝
𝑘𝑔 =𝑞𝑔
𝐴𝜇𝑔
∆𝑙
∆𝑝
Agua
Aceite
Gas
En la región A sólo fluye aceite
En la región B fluyen simultáneamente aceite y agua
En la región C solo fluye agua
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.000
0.050
0.100
0.150
0.200
0.250
0.300
0.350
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
Krw
(d
arcy
)
Ko
(d
arcy
)
Sw
Permeabilidad efectiva
A B C
Swc Sor
1.6.3 Permeabilidad relativa
La permeabilidad relativa, esta definida como la relación de la permeabilidad efectiva con
respecto a la permeabilidad absoluta de un medio poroso. La relación para la
permeabilidad esta representada como
Propiedades de la roca 8/10
𝑘𝑟𝑜 =𝑘𝑜
𝑘
Agua
Aceite
Gas
𝑘𝑟𝑤 =𝑘𝑤
𝑘
𝑘𝑟𝑔 =𝑘𝑔
𝑘
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Krw
Kro
Sw
Permeabilidad relativa
Swc Sor
1.6.3 Permeabilidad relativa
1.6.4 Permeabilidad equivalente para capas en paralelo, flujo lineal y radial
1.6.4 Permeabilidad equivalente para capas en serie, flujo lineal y radial
En los yacimientos petroleros siempre dos o tres fluidos están presentes, por lo tanto, las
definiciones básicas deben ser modificadas y adicionar otras para complementar la
clasificación de las propiedades de un yacimiento petrolero.
La existencia simultanea de dos o mas fluidos en un medio poroso requiere que términos
como presión capilar, permeabilidad relativa y mojabilidad sean definidas.
En los yacimientos petroleros siempre dos o tres fluidos están presentes, por lo tanto, las
definiciones básicas deben ser modificadas y adicionar otras para complementar la
clasificación de las propiedades de un yacimiento petrolero.
La existencia simultanea de dos o mas fluidos en un medio poroso requiere que términos
como presión capilar, permeabilidad relativa y mojabilidad sean definidas.
1.7 Fuerzas que actúan en el yacimiento
Las fuerzan naturales que retienen los hidrocarburos en el yacimiento, que también lo
desplazan son: inercia, atracción gravitacional, atracción magnética, atracción eléctrica,
presión, tensión superficial, tensión interfacial y presión capilar.
1.7.1 Tensión interfacial
Es el resultado de los efectos moleculares por los cuales se forma una interface que
separa dos líquidos. Si =0 se dice que los fluidos son miscibles entre si, como el agua y
el alcohol. Un ejemplo de un fluido inmiscible es el agua y el aceite. En el caso de una
interface gas-liquido, se le llama tensión superficial.
1.7.2 Fuerzas capilares
Son el resultado de los efectos combinados de las tensiones interfaciales y superficiales,
de tamaño y forma de los poros y del valor relativo de las fuerzas de cohesión de los
líquidos, es decir de las propiedades de mojabilidad del sistema roca-fluido.
1.7.3 Mojabilidad
Es la tendencia de un fluido a extenderse o adherirse sobre una superficie sólida, en
presencia de otro fluido y se mide por el Angulo de contacto. Si la roca es mojada por el
aceite se dice que oleofílica y si es mojada por agua será hidrófila.
1.7.4 Presión Capilar
Es la diferencia de presiones que existe en la interfase que separa dos fluidos
inmiscibles, uno de los cuales moja preferentemente la roca. También se define como la
capacidad que tiene el medio poroso de succionar el fluido que la moja y de repelar al no
mojante.
1.7.5 Fenómeno de histéresis
En un proceso de saturación y desaturación las presiones capilares medidas no son las
mismas en un proceso de imbibición que en un proceso de drenaje, debido a que el camino
termodinámico es aleatorio y por tanto diferente, tal diferencia en los valores de presión
capilar se conoce como Histéresis.
Clasificación de los yacimientos
Tipo de roca
almacenadora
Tipo de trampa
Fluidos almacenados
Presión original en el
yacimiento
Empuje predominante
Diagramas de fase
Yacimiento
(roca almacén)
Clasificación
Clasificación de los yacimientos
2.1 De acuerdo con el tipo de roca almacenadora
2.1.1 Arenas
Cuya porosidad se debe a la textura de los fragmentos que la forman.
Pueden ser limpias o sucias. Están son limo, lignito, bentonita, etc.
2.1.2 Calizas porosos cristalinas
Su porosidad primaria es muy baja, es porosidad inter-cristalina, puede
ser tener espacios porosos muy importantes debidos a la disolución
2.1.3 Calizas eolíticas
Su porosidad es inter-modular
2.1.4 Calizas detríticas
Están formadas por la acumulación de fragmentos de material calcáreo
Brecha
Arenisca
Conglomerado
Arcilla
Caliza
Clasificación de los yacimientos
2.1.5 Calizas fracturas y/o con cavernas
Son sumamente atractivas por su alta permeabilidad debida al
fracturamiento o a la comunicación entre caverna
2.1.6 Areniscas
Son arenas cementadas por materiales calcáreos o silicosos
2.1.7 Calizas porosas cristalinas
Combinación de carbono con magnesio
Brecha
Arenisca
Conglomerado
Arcilla
Caliza
Clasificación de los yacimientos 2.2 De acuerdo con el tipo de trampa
2.2.1 Estructuras, como los anticlinales
En estos casos la acción de la gravedad originó el
entrampamiento de hidrocarburo
2.2.2 Por penetración de domos salinos
Igual a casos anteriores, puede ir ligado adicionalmente a
fallas y/o discordancias
2.2.3 Por fallas
Las fallas pueden ocasionar una discontinuidad a las
propiedades de flujo de la roca y por ello la acumulación de
hidrocarburo
2.2.4 Estratigráfico
En este caso la acumulación de hidrocarburos se debe a los
cambios de facies y/o discordancias, por disminución de la
permeabilidad, por acuñamiento
Clasificación de los yacimientos 2.3 De acuerdo al tipo de fluido almacenado
2.3.1 De aceite y gas disuelto
En este tipo de yacimiento la Pi>Pb por lo que todo el gas estará disuelto en el aceite a las
condiciones de yacimiento
2.3.2 De aceite, gas disuelto y gas libre (casquete)
Cuando Pi<Pb en la etapa de descubrimiento, el yacimiento tendrá gas libre desde su inicio, a este
tipo de yacimientos se les llama también saturados
2.3.3 De gas seco
Su composición y condiciones de T y P es tal que el yacimiento siempre tendrá gas en superficie se
llega a recuperar volúmenes mínimos de líquidos
2.3.4 De gas húmedo
Su composición y condiciones de P y T son tales que en el yacimiento es gas, pero a condiciones
superficiales tenemos gas y líquido
2.3.5 De gas y condensados retrogrado
A las condiciones originales de P y T es gas, pero al declinar la presión se forma una fase líquida
Clasificación de los yacimientos
50
Aceite negro Aceite ligero
Yacimientos de aceite y gas disuelto
Gas y condensado Gas seco Gas húmedo
Yacimientos de gas
Hidrocarburos Roca sello
Agua
Roca almacenadora
Roca Generadora
grano
agua
hidrocarburos
Clasificación de los yacimientos
2.4 De acuerdo al tipo de empuje predominante
2.4.1 Por expansión de fluidos y la roca (Pi>Pb)
2.4.2 Por expansión de gas disuelto liberado (Pi<Pb o P)
2.4.3 Por expansión de gas libre
2.4.4 Por segregación gravitacional
2.4.5 Por empuje hidráulico
2.4.6 Por empujes combinados
2.4.7 Por empujes artificiales
Empujes
Las formas de energía para
transportar los hidrocarburos del
yacimiento a la superficie se
denominan empujes y se clasifican
en naturales y artificiales
Como empujes naturales tenemos la
expansión del sistema roca –
fluidos, la entrada de agua de un
acuífero adyacente y el drene
gravitacional en el yacimiento
Los empujes artificiales son energía
externa proporcionada al yacimiento
por la inyección de fluidos al mismo
(inyección de agua, vapor,
nitrógeno, gas, calor)
Hidrocarburos Roca sello
Agua
Roca almacenadora
Roca Generadora
Aceite y gas
Expansión roca - fluidos
• Los hidrocarburos son
llevados del yacimiento a la
superficie por medio de la
expansión del aceite y gas
disuelto, agua congénita y
grano de roca durante a
caída de presión.
Condiciones originales
grano
agua
hidrocarburos
Condiciones a un tiempo
Diferencia
de presión
Producción de
hidrocarburos
Entrada de agua
• El acuífero proporciona
energía al yacimiento
llenando por agua el
volumen dejado por la
extracción de los
hidrocarburos durante una
diferencia de presión
• De igual forma la energía
proporcionada por el
acuífero restituye en forma
parcial o total la caída de
presión generada por la
extracción de
hidrocarburos.
Hidrocarburos Roca sello
Agua
Roca almacenadora
Roca Generadora
Aceite y gas
Drene gravitacional
• Cuando el gas disuelto en
el aceite se libera dentro
del yacimiento empieza a
forma una capa de gas en
la parte superior del
mismo, conforme ésta se
incrementa genera un
empuje sobre la capa de
aceite que le permite
expulsar el mismo hacia la
superficie.
Hidrocarburos Roca sello
Agua
Roca almacenadora
Roca Generadora
Gas
Aceite y gas
Clasificación de los yacimientos
2.5 De acuerdo con la presión
original
2.5.1 Bajo saturados
La presión inicial en el yacimiento es
mayor que la presión de saturación.
El gas se encuentra disuelto en el
aceite
2.5.2 Saturados
La presión inicial es igual o menor
que la de saturación. Cuando pi<pb,
hay gas libre, ya sea disperso o en
forma de casquete
Clasificación de los yacimientos
Clasificación de los yacimientos
Clasificación de los yacimientos
Clasificación de los yacimientos
![simulacion de yacimientos[1]](https://static.fdocuments.us/doc/165x107/5571fc1a4979599169967ff1/simulacion-de-yacimientos1.jpg)
