1.) Consideraciones geológicas geológicas de los yacimientos de hidrocarburos : Estratigrafía: es la rama de la geología que trata del estudio e interpretación de las rocas sedimentarias estratificadas, estratificadas, y de la identificación, descripción, secuencia, tanto vertical como horizontal; cartografía y correlación de las unidades estratificadas de rocas Geofísica: es la ciencia que se encarga del estudio de la Tierra desde el punto de vista de la física. Su física. Su objeto de estudio abarca todos los fenómenos relacionados con la estructura, condiciones físicas e historia evolutiva de la Tierra. Sedimentología: es la rama de la geología que se encarga de estudiar los procesos de formación, transporte y deposición de material que se acumula como sedimento en ambientes continentales y marinos y que normalmente forman rocas sedimentarias. Saturaciones Distribución de los Permeabilidad Fluidos Porosidad YACIMIENTO (Agua, Petróleo, Gas) 2). Clasificaciones de los yacimientos: a) Criterios geológicos: Estructurales : Sinclinales, anticlinales, , domos, fracturas, discordancia, fallamientos . Estratigráficos: Lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, sellos asfalticos, cambios de permeabilidad etc. Combinados.
b) Según el estado de fluidos:
Yacimiento de gas: (Tyac >Tcric) se puede clasificar en yacimientos de gas seco (libre de hidrocarburos libre de líquidos) o de gas húmedo. Yacimiento de gas condensado: (Tcrit>Tyac>Tcric) condensación retrograda. Yacimientos subsaturados: (Tyac
c) Mecanismos de producción: Cálculos de reversa:
Empuje por gravedad Empuje por agua Empuje por gas en solución Empuje por capa de gas
Cálculo de Reservas Los Hidrocarburos representa hoy en día la principal fuente de energía a nivel mundial, es por ello que el conocimiento de las cantidades de crudo y gas originales en sitio es de vital importancia para determinar los volúmenes recuperables del mismo, con el objeto evaluar los diversos métodos viables para su producción. En este sentido, cuando se habla de reservas de hidrocarburos se hace referencia a las cantidades de petróleo y gas que pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Para la estimación de las reservas es necesaria la implementación de una serie de metodologías o combinaciones de ellas, donde se emplee la información disponible, el estado y desarrollo de los yacimientos. Dicho proceso se aplica utilizando la data geológica, de ingeniería y métodos de ídole probabilístico, de simulación, volumétrico entre otros. Métodos
para
el
Cálculo
de
Reservas
de
Hidrocarburos
-Método Determinístico: es cuando se obtiene un solo valor para el mejor estimado de reservas basadas en el conocimiento geológicas, de ingeniería y datos económicos. Dentro de ellos se encuentra el Método Volumétrico, el cual emplea el modelo geológico que geométricamente describe al yacimiento en estudio, así como las propiedades de las rocas y los fluidos que contienen. Dicha metodología es la que hoy en día utiliza el Ministerio de Energía y Petróleo de la República Bolivariana de Venezuela para el cálculo de las reservas originales en sitio y el factor de recobro de las mismas. Las estimaciones que se realizan con este método son:
3) Diagrama de presión:
4) Clasificación de los yacimientos con las bases de los hidrocarburos que contienen Gas seco, Húmedo, condensado, petróleo volátil, API mayor a 40% y petróleo negro.
Yacimientos
de
Gas
Seco.
Tendremos un yacimiento de gas seco si :
Tyac > Tcdt. La mezcla se mantiene en la fase gaseosa en el yacimiento y en superficie. El gas es mayoritariamente metano (CH 4). Solo se puede obtener líquido por procesos criogénicos (T<0ºF).
Diagrama de fases generalizado de la mezcla en un yacimiento de gas seco
Yacimientos de Gas Húmedo.
Tendremos un yacimiento de gas húmedo si :
Tyac > Tcdt. La mezcla se mantiene en la fase gaseosa en el yacimiento pero en superficie se genera algo de líquido. Tiene mayor porcentaje de componentes intermedios( etano, propano...) que los gases secos. El líquido producido es incoloro y de ºAPI > 60 La relación gas-petróleo se encuentra entre 60-100 MPC/BN
Diagrama de fases generalizado de la mezcla en un yacimiento de gas Húmedo
Yacimientos de Gas Condensado.
Tendremos un yacimiento de gas condensado si :
Tc <> La mezcla se mantiene en la fase gaseosa o en el punto de rocío a las condiciones iniciales del yacimiento. El gas presenta condensación retrograda durante el agotamiento isotérmico de la presión. El líquido producido es incoloro-amarillo y de ºAPI 40- 60 La relación gas-petróleo se encuentra entre 5000-100000 PCN/BN
Diagrama de fases generalizado de la mezcla en un yacimiento de gas Condensado
Una vez caracterizados los tipos de yacimientos de gas continuamos con los yacimientos de petróleo
Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad.
Tendremos un yacimiento de Petróleo de alta volatilidad si :
La Tyac es ligeramente inferior a la Tc. La mezcla a condiciones iniciales se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico. El equilibrio de fase en estos yacimientos es precario, sufren de un gran encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de la presión de burbujeo. El líquido producido es tiene las siguientes características:
1. 2. 3. 4. 5.
Color de amarillo oscuro a negro. API > 40 Relación gas-petróleo 2000 - 5000 PCN/BN. La relación gas-petróleo se encuentra entre 5000-100000 PCN/BN. Bo> 1.5 BY/BN
Diagrama de fases generalizado de la mezcla en un yacimiento de Petróleo de Alta Volatilidad
Yacimientos de Petróleo Negro(Baja Volatilidad). Tendremos un yacimiento de Petróleo Negro si :
Tyac << Tiene un alto porcentaje de C7+( >40%). El líquido producido es tiene las siguientes características
1. 2. 3. 4.
Color de verde oscuro a negro. API <> Relación gas-petróleo <> Bo <>
Diagrama de fases generalizado de la mezcla en un yacimiento de Petróleo Negro
5.-PROPIEDADES FISICAS DEL SISTEMA ROCA-FLUIDO: En general , las rocas sedimentarias son las de mayor importancia desde el punto de vista petrolero. ellas constituyen las grandes cuencas donde se han descubierto los yacimientos y campos petroleros del mundo. por su capacidad como almacenadoras y extensión geográfica y geológica como rocas productoras sobresalen las arenas, las areniscas, las calizas y dolomitas; aunque también constituyen fuentes de producción, en ciertas partes del mundo, las lutitas fracturadas , la arcosa, la serpentina y el basalto. De la acumulación de datos teóricos y aplicaciones prácticas, tanto en el laboratorio como en trabajos de campo, se ha logrado catalogar una variedad de propiedades, constantes y relaciones acerca de las rocas que componen los estratos geológicos, muy importantes para el estudio del yacimiento. * ARCILLOSIDAD DE LAS FORMACIONES : Desde un punto de vista geológico existe una clara distinción entre los términos Arcilla y lutita, no así en la evaluación de perfiles, donde ambos términos se usan Indistintamente para denominar la fracción de la roca ocupada por arcilla o lutita.
*NATURALEZA DE LAS LUTITAS Los minerales de arcilla se encuentran clasificados en grupos específicos de acuerdo a su estructura cristalina. Concernientes a las rocas sedimentarias, existen los grupos de la: Montmorilonita (una forma de la Esmectita), Ilita, Caolinita, Clorita y "capas mezcladas" *COMPONENTES DE UNA ARENISCA ARCILLOSA La matriz de la roca está constituida de partículas normales de arena y de arcilla. El fluido se compone de agua, el agua libre y los hidrocarburos. *CÁLCULO DE LA ARCILLOSIDAD DE LAS FORMACIONES. El volumen de arcilla puede estimarse a partir de registros tales como: a) Rayos Gamma. b) Potencial Espontáneo. c) Resistividad. d) Densidad. e) Neutrón. f) Sónico. De estos registros el más utilizado es el perfil de Rayos Gamma. 6.-LITOLOGIA-POROSIDAD: A.- Litología: La litología es la parte de la geología que estudia a las rocas, especialmente de su tamaño de grano, del tamaño de las partículas y de sus características físicas y químicas. Incluye también su composición, su textura, tipo de transporte así como su composición mineralógica, distribución espacial y material cementante. B.- Porosidad: La porosidad o fracción de huecos es una medida de espacios vacíos en un material, y es una fracción del volumen de huecos sobre el volumen total, entre 0-1, o como un porcentaje entre 0-100%. El término se utiliza en varios campos, incluyendo farmacia, cerámica, metalurgia, m ateriales, fabricación, ciencias de la tierra, mecánica de suelos e ingeniería. 7.- SATURACION DE FLUIDOS: Es la relación que expresa la cantidad de fluido que satura el medio poroso. Conocida dicha cantidad y la extensión del volumen poroso se puede
volumétricamente determinar cuánto fluido existe en una roca. Los sedimentos al depositarse lo hacen conteniendo agua del ambiente sedimentario correspondiente en el espacio poroso inter granular, es decir, que se depositan conteniendo 100% de agua connata en el espacio poroso. La saturación de fluidos de una roca es por lo tanto, la relación entre el volumen de fluidos contenido en su espacio poroso y su volumen poroso total. A medida que la roca es soterrada, cierta fracción de la saturación de agua connata puede ser remplazada por hidrocarburos si la roca constituye una trampa estructural o estratigráfica. Por esta razón la saturación de agua irreducible de los yacimientos está por debajo de un 50% del espacio poroso en la mayoría de los casos pudiendo llegar a un 60% o más de arenas de granos finos y muy arcillosos. El supuesto general es que el yacimiento estuvo inicialmente repleto de agua y que a lo largo del tiempo geológico, el petróleo o el gas se formaron en otro lugar, migraron hacia la formación porosa, desplazando el agua de los espacios porosos de mayor tamaño. Sin embargo, los hidrocarburos que migran nunca desplazan toda el agua intersticial. 8.- PERMEABILIDAD Y CARACTERISTICAS DE CAPILARIDAD EN RELACION CON SU PRODUCCION DE PETROLEO Y GAS: A.- Permeabilidad: La permeabilidad es la capacidad que tiene un material de permitirle a un flujo que lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, e impermeable si la cantidad de fluido es despreciable. La velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende de tres factores básicos: la porosidad del material; la densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura; la presión a que está sometido el fluido. Para ser permeable, un material debe ser poroso, es decir, debe contener espacios vacíos o poros que le permitan absorber fluido. A su vez, tales espacios deben estar interconectados para que el fluido disponga de caminos para pasar a través del material. B.-Caracteristicas de capilaridad
9.- PRESION CAPILAR: Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presión también cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar. Las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera. 10.- SATURACION Y DISTRIBUCION DE FLUIDOS: A.- Saturación: La saturación la podemos definir como la fracción volumétrica de un fluido con relación al volumen poroso del núcleo, es decir, la relación entre el volumen ocupado por el fluido y el volumen poroso. Como la porosidad de una muestra de roca es una medida del espacio disponible para la acumulación de fluidos (aceite, agua y gas). B.- Distribución de fluidos: cuando se aumenta la saturación del fluido no mojante, el número de canales de flujo de petróleo aumenta y el correspondiente al agua disminuye. La distribución de los fluidos en un yacimiento no depende solamente de la satu- ración de cada fase, sino que también depende de la dirección del cambio de saturación. Así tenemos que la inyección de agua en un yacimiento preferencialmente moja- do por agua es un proceso de imbibición, mientras que la inyección de agua en un yacimiento humectado preferencialmente por petróleo es un proceso de drenaje. En conclusión, a la distribución de los fluidos le afecta, principalmente, la humectabilidad preferencial y la historia del cambio de saturación.
REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACION UINIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL RAFAEL MARIA BARALT PIGAS ELECTIVA GENERAL
INFORME
Integrantes: José Salcedo 19750543 Alejandro Azocar
08/10/2013
Conclusión José Salcedo
Mediante la importancia del presente trabajo se nos da a conocer muchas cosas que en el campo de trabajo nos servirán muchísimo. Conocer las condiciones geológicas de un yacimiento es sumamente importante ya que es la raíz de descubrir cómo está compuesto nuestro mezcla, crudo, entre otros. La clasificación de los yacimientos en conjunto de las diagrama de presión ya que mediante a ella podemos conocer si un yacimiento es gaseoso, húmedo, seco, condensado, volátil y no volátil. También conocer las definiciones de esta clasificación es determinante ya que es la única clasificación que existe y es lo que vamos a manejar en el campo laboral.
CONCLUSION
Con la terminación de este informe, eh concluido en que los hidrocarburos son de hecho la investigación más exponencial en lo que a mecánica se refiere. Consta con diferentes planes y métodos en los que nos permite a nosotros almacenar y distribuir dichas sustancia, y también como podemos aprovecharlas. Podemos concluir en que gracias a las diferentes Ingenierías, hoy es la fuente de energía mas aprovechada y calificada del mundo. A través de este informe pudimos apreciar los diferentes tipos de hidrocarburos, sus clasificaciones, métodos de obtención y en que nos aprovecha, también hay diversos puntos en los que se esclarecen algunos conceptos muy importantes para el investigador. Cabe destacar que los hidrocarburos son naturales y se aprovecha el máximo conocimiento de ingeniería para su obtención y uso. Por ultimo estos estudios nos permiten también hacer cálculos de yacimientos en los que en un futuro se podrían aprovechar mucho mejor que ahora. Este ah sido mi trabajo en el que puedo afirmar que es solo el principio de lo mucho que debemos saber en el área del Gas.
