Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos

CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS

Los yacimientos tienen diferentes características que los diferencia uno de otro, es por ello que se ha determinado una serie de factores que afectan su comportamiento y de acuerdo a esas características se pueden clasificar en:

De acuerdo al tipo de roca almacenadora De acuerdo al tipo de trampa De acuerdo al tipo de fluidos almacenados De acuerdo con la presión original en yacimientos de aceite De acuerdo con el tipo de empuje predominante

A continuación se describen a detalle.

1.-De acuerdo con el tipo de roca almacenadora.

1.1 Arenas.

Se denomina arena al material compuesto de partículas cuyo tamaño varía entre 0,063 y 2 mm. Una partícula individual dentro de este rango es llamada grano de arena. Una roca consolidada y compuesta por estas partículas se denomina arenisca. Las partículas por debajo de los 0,063 mm y hasta 0,004 mm se denominan limo, y por arriba de la medida del grano de arena y hasta los 64 mm se denominan grava. Pueden ser limpias y sucias. Otro ejemplo puede ser cieno o bentonita.

1.2 Calizas porosas cristalinas.

Su porosidad primaria es muy baja, es porosidad intercristalina, pueden tener espacios porosos muy importantes debidos a la disolución.

1.3 Calizas oolíticas.

Calizas compuestas fundamentalmente por oolitos, que son granos esféricos de carbonato cálcico de origen inorgánico, con estructura concéntrica. Se formaron en medios marinos cálidos y poco profundos (plataformas carbonatadas). Su porosidad es intermodular, Se compone de un cúmulo de granos compactados de caliza de forma redondeada y de diámetro entre 1 y 2 mm. Los granos crecen en el agua de la mar super saturada con CaCO3, de profundidad menor de 2 m, que está caracterizada por un cambio permanente de fases de movimiento y de reposo.

1.4 Calizas detríticas.

Se originan por erosión y transporte de calizas anteriores. Son semejantes a los conglomerados, areniscas o arcillas, pero compuestas por clastos y cemento calcáreo.

1.5 Calizas fracturadas o con cavernas.

Son sumamente atractivas por su alta permeabilidad debido al fracturamiento o a la comunicación entre las cavernas.

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1.6 Areniscas.

La arenisca es una roca sedimentaria de tipo detrítico, de color variable, que contiene clastos de tamaño arena. Después de la lutita, es la roca sedimentaria más abundante y constituye cerca del 20 % de ellas.

Los granos son gruesos, finos o medianos, bien redondeados; de textura detrítica o plástica. El cuarzo es el mineral que forma la arenisca cuarzosa, pero las areniscas interesantes pueden estar constituidas totalmente de yeso o de coral. Las arenas verdes o areniscas glauconíticas contienen alto porcentaje del mineral glauconita. La arcosa es una variedad de arenisca en la que el feldespato es el mineral dominante además del cuarzo, tenemos la caliza detrítica del tamaño de la arena.

1.7 Calizas dolomíticas.

Las rocas clasificadas como calizas comerciales contienen cantidades variables de carbonatos de magnesio; cuando éste se halla en cantidad inferior a 5%, se dice que la caliza es magnesiana. Una caliza que contenga entre 30% y 45% de carbonato de magnesio se clasifica como dolomítica. La verdadera caliza dolomítica está compuesta por mineral dolomita, que es unCarbonato doble de magnesio y calcio (CaCO3.MgCO3), y que contiene un 46% de carbonato de magnesio, estas cales se llaman cal rica en calcio, cal magnesiana y cal dolomítica.

2. De acuerdo al tipo de trampa.

2.1 Estructurales.

Son aquellas constituidas por la deformación de los estratos del subsuelo, causada por fallas (fracturas con desplazamiento) y plegamientos. Cuando se produce por un aumento de la permeabilidad de la roca almacén o bien un acuñamiento de ésta.

2.2 Penetración de domos salinos.

Son estructuras geológicas intrusivas, formadas por masas de evaporitas (sales, anhidrita y yeso) que, procedentes de niveles estratigráficos muy plásticos (sobre todo del Keuper) sometidos a gran presión, ascienden por las capas sedimentarias de la corteza terrestre, atravesándolas y deformándolas, en un lento proceso medible en millones de años que se conoce como diapirismo. Adquieren forma de cilindro, seta o gota y suelen ser de gran tamaño (de cientos de metros a 3 km de diámetro en sección horizontal). Un símil muy didáctico de diapirismo se puede ver en las denominadas lámparas de lava usadas en decoración. Los movimientos por flujo plástico de las rocas salinas se denominan halocinéticos.

2.3 Por fallas

Cuando el terreno se fractura, los estratos que antes coincidían se separan. Si el estrato que contenía petróleo encuentra entonces una roca no porosa, se forma la bolsa o yacimiento.

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2.4 Estratigráficas.

Cuando se produce por un aumento de la permeabilidad de la roca almacén o bien un acuñamiento de ésta. En ambos casos los hidrocarburos fluyen hacia la parte superior del estrato. Son aquellas originadas por cambios laterales y verticales en la porosidad de la roca. Se forman generalmente cuando ha desaparecido la continuidad de una roca porosa.

2.5 Mixtos o por combinación.

Son aquellas originadas por una combinación de pliegues y/o fallas con cambios de porosidad de las rocas.

3. De acuerdo al tipo de fluidos almacenados.

3.1 De aceite y gas disuelto.

Sus líquidos son fluidos, cuyo contenido de componentes intermedios, C3 a C6, es comparativamente bajo y alto el de componentes pesados; la temperatura del yacimiento es menor que la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos; el punto crítico, generalmente está situado a la derecha de la cricondenbara y las curvas de calidad se cargan predominantemente hacia la línea de puntos de rocío.En la figura se muestra el diagrama de fase típico de los Yacimientos conocidos como de aceite y gas disuelto de alto encogimiento o volátil. En el observa que la temperatura de la formación almacenadora, es menor, pero cercana a la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos que contiene, que su punto crítico está cerca de la cricondenbara y que las líneas de calidad están relativamente separadas de la línea de puntos de rocío, lo que indica un alto contenido de componentes intermedios. La denominación de volátiles se deriva de la característica particular de que la temperatura del yacimiento es cercana a la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos que contiene, lo que hace que el equilibrio de fases sea precario y que cambios de pequeña magnitud en la presión o en la temperatura, produzcan modificaciones importantes en los volúmenes de líquido y gas coexistentes. Producen un líquido negro o verde negruzco, con una densidad relativa mayor de 0.800 y una relación gas aceite instantánea menor de 200m3 g/m3o.

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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. En este tipo de yacimiento, bajo las condiciones originales de presión y temperatura, existe un equilibrio entre el gas libre y el petróleo presente. La presión y la temperatura, bajo las condiciones normales, están relacionadas con la profundidad.Al poner el pozo a producir controladamente, la diferencia entre la presión del yacimiento y la presión el cabezal del pozo (presión de flujo) hacen que el petróleo y el gas disuelto en éste lleguen a la superficie.

3.3 De gas seco

Estos yacimientos contienen principalmente metano, con pequeñas cantidades de etano, propano y más pesados.

Ni a las condiciones de yacimiento, ni a las de la superficie se entra a la región de 2 fases, durante la explotación del yacimiento, por lo que siempre se en la región de estado gaseoso. Teóricamente, los yacimientos de gas seco no 'producen líquido en la superficie, sin embargo, la diferencia entre un gas seco y un húmedo es arbitraria y generalmente un sistema de hidrocarburos que produzca con relaciones gas-aceite mayores de 20,000 m3 1m 3, se considera gas seco.

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3.4 De gas húmedo

El diagrama de fase correspondiente a un yacimiento de gas húmedo puede observarse que la temperatura del yacimiento es mayor que la criocondenterma de la mezcla, por tal razón nunca se tendrán dos fases en el yacimiento,' sino únicamente fase gaseosa.Cuando estos fluidos son llevados a la superficie entran a la región de dos fases, generando relaciones gas-aceite que varían entre 10,000 y 20,000 m3 /m3 el líquido recuperable tiende a ser transparente, con densidades menores de 0.75 gr/cm3 y el contenido de licuables en el gas, generalmente es bajo menos de 30 lbs. /106 p3.

3.4 De gas y condensado retrogrado.

La figura muestra a la envolvente de fases de los fluidos de un yacimiento de gas y condensado; caso que se presenta cuando la temperatura del yacimiento cae entre la temperatura crítica y la cricondenterma [temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases] de la mezcla de hidrocarburos. El punto crítico generalmente cae a la izquierda de la cricondenbara y las líneas de calidad cargan predominantemente hacia la línea de puntos de burbuja, Si la presión del yacimiento es superior a la presión de rocío de la mezcla, los fluidos se encuentran inicialmente en estado gaseoso.

Los fluidos, que penetran al pozo, en su camino hasta el tanque de almacenamiento, sufren una fuerte reducción, tanto en temperatura, como en presión y penetran rápidamente en la región de dos fases para llegar a la superficie con relaciones gas-aceite que varían, aproximadamente entre los 1.000 y 10,000 m3/m3, variando el contenido de licuables en el gas según las condiciones y el número de etapas de separación, pero siendo, generalmente, entre 50 y 70 Bls/106 p3. El líquido recuperable es en general de coloración ligera, con densidades que varían entre 0,8 y0.75 gr/cm3.

Cuando en el yacimiento se produce una reducción isotérmica de la presión y se cruza la presión de rocío, se entra a la región de dos fases, ocurriendo la llamada condensación retrógrada de las fracciones pesadas e intermedias, que se depositan como líquido en los poros de la roca; los hidrocarburos, así depositados no logran fluir hacia los pozos, ya que raramente se alcanza la saturación crítica de líquido.

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El efecto dañino de permitir la condensación retrógrada, tiene el agravante de lo que se deposita son las fracciones más pesadas de la mezcla y, por lo tanto, no sólo se pierde la parte de mayor valor en el yacimiento, sino que el fluido que se continúa extrayendo se empobrece en cuanto a su contenido de tales fracciones,

4. De acuerdo con el tipo de empuje predominante.

4.1 Bajo saturados. 4.2 Saturados.

Si la presión en el yacimiento es mayor que la presión de burbuja desus fluidos, a la temperatura del yacimiento, se dice que se trata de un yacimiento bajosaturado; si la presión en el yacimiento es igualo menor que la presión de burbuja de sus fluidos, se dice que el yacimiento es, o está, saturado.

5. De acuerdo con el tipo de empuje predominante.

5.1 Por expansión de los fluidos y la roca.

5.2 Por expansión del gas disuelto liberado.

Cuando comienza en el yacimiento volumétrico la liberación del gas disuelto en el aceite, al alcanzarse la presión de saturación, el mecanismo de desplazamiento del aceite se deberá principalmente al empuje por gas disuelto liberado; el agua intersticial y la roca continuarán expandiéndose, pero su efecto resultará despreciable, sobre todo a valores grandes de saturación de gas (Sg), debido a que la compresibilidad del gas(cg) es mucho mayor, que la de los otros componentes de la formación, siempre y cuando sea reducida la segregación gravitacional.

5.3 Por expansión del gas libre [casquete].

5.4 Por segregación gravitacional.

En este mecanismo el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del yacimiento mientras que el petróleo se dirige hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del yacimiento. Es común en yacimientos fracturados. La eficiencia puede ser sorprendentemente alta, sobre todo si hay altos buzamientos.

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5.5 Por empuje hidráulico.

En este tipo de yacimiento puede o no existir una capa de gas y no es estrictamente necesario conocer si se encuentra o no por encima de la presión de burbuja, en este caso el yacimiento presenta un acuífero.

Cuando disminuye la presión por la producción de crudo se crea un diferencial de presión entre el contacto agua-petróleo y de acuerdo con las leyes que rigen el flujo de los fluidos a través del medio poroso, el agua reacciona haciendo que el agua contenida en él se movilice hacia el yacimiento originando un influjo que ayuda primordialmente a mantener la presión del yacimiento y permite un desplazamiento inmiscible del crudo que se localiza en la parte invadida por el agua.

5.6 Por empuje combinados.

5.7 Por empujes artificiales.

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