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Clasificación de yacimientos
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2.5.3 Clasificación de yacimientos
Los yacimientos petroleros pueden ser clasificados en base a alguna de las
propiedades que lo conforman, las más empleadas son por el tipo de trampa geológica que lo
caracteriza o por el tipo de hidrocarburo acumulado en el mismo, esto es puede clasificarse
por su estructura o por el estado de los fluidos contenidos.
2.5.3.1 Por su tipo de trampa geológica
Los yacimientos petroleros pueden diferenciarse por el tipo de trampa geológica que
lo formo, se diferencian dos tipos de ellas, y una tercera que corresponde a la combinación
de algunos de los dos tipos.
Se considera como yacimiento de trampas estratigráficas los que se forman por la
acumulación de los fluidos en la formación de lentes de arena, los que se acumulan por
cambios de facies, en yacimientos de calizas o dolomitas con alta porosidad o por cambios
en la permeabilidad de las rocas. Cualquiera de las anteriores se genera por el cambio en la
composición química de la roca por efecto de los fluidos.
Se considera un yacimiento de trampa estructural, que se generan por las fracturas en
rocas o formaciones calizas o rocas ígneas, por la presencia de discordancias geológicas, por
la presencia de fallamiento geológico en formaciones de areniscas, por la formación de
trampas sinclinales y anticlinales, domos salinos, etcétera. Cualquiera de las opciones
anteriores es generada por acción de la tectónica
Se consideran yacimientos de trampas combinadas que son la combinación de dos o
más de las anteriores.
2.5.3.2 Por el tipo de hidrocarburo que contiene.
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Los yacimientos pueden ser clasificados en cinco tipos en base al tipo de hidrocarburo
que contienen, cada uno de ellos se puede diferenciar por las condiciones en los que se
encuentran, así como algunas características.
El primero de ellos es Petróleo negro o aceite pesado, tienen GOR ≤ 1000 pcs/STB,
el cual se incrementa por debajo del punto de burbuja. Bo ≤ 2 y API ≤ 45 y el contenido de
C7+ mayor o igual a 30 %. Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 °F. La
gravedad especifica disminuye con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento
donde vuelve a incrementarse ligeramente. En la figura 10 se muestra el diagrama de fases
característico.
Figura 1 Diagrama de fases de Aceite pesado
Fuente: Escobar Macualo, Freddy Humberto. “Fundamentos de la Ingeniería de Yacimientos”. 2002
El segundo tipo es aceite volátil en el cual la temperatura crítica, Tcr, es también
menor que en crudos negros y está cerca de la temperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR),
una pequeña reducción en presión por debajo del punto de burbuja causa una liberación
enorme de gas. Bo > 2, 1000 < GOR < 8000 scf/STB, 45 < API < 60, C7+ mayor o igual a
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12.5 %, la temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica y el gas liberado
puede ser del tipo gas condensado. El GOR y La API se incrementan con la producción a
medida que la presión cae por debajo de la presión del punto de burbuja. En la figura 11 se
muestra el diagrama de fases característico.
Figura 2-Diagrama de fases para el petróleo volátil
Fuente: Escobar Macualo, Freddy Humberto. “Fundamentos de la Ingeniería de Yacimientos”. 2002
El tercer tipo es Gas y condensado, en el cual el punto crítico está bien por debajo y
a la izquierda de la envolvente. Esto es el resultado de gases retrógrados conteniendo muy
pocos hidrocarburos pesados que los crudos. La (Tcr < TR) y el punto cricondentérmico es
mayor que TR. A medida que la presión cae, el líquido, normalmente claro, se condensa y se
forma líquido en el yacimiento, el cual normalmente no fluye y no puede producirse. C7+
menor o igual a 12.5 %. 70000 < GOR < 100000 pcs/STB y se incrementa a medida que la
producción toma lugar. API > 60 y se incrementa a medida que la presión cae por debajo de
la presión de rocío. En la figura 12 se muestra el diagrama de fases característico.
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Figura 3 Diagrama de fases para gas y condensado
Fuente: Escobar Macualo, Freddy Humberto. “Fundamentos de la Ingeniería de Yacimientos”. 2002
El cuarto tipo corresponde a yacimiento de gas húmedo, donde la mezcla de
hidrocarburos con moléculas predominantemente pequeñas se encuentran debajo de la
temperatura del yacimiento. La línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma
líquido en el yacimiento, pero si en superficie (dos fases). La gravedad, mayor de 60 API, de
los líquidos es similar a la de los gases retrógrados. La gravedad se mantiene constante y el
color de los líquidos es transparente. GOR > 15000 pcs/STB y permanece constante durante
toda la vida del yacimiento. Se producen menos de 60 STB crudo por cada millón de pies
cúbicos normales de gas. En la figura 13 se muestra el diagrama de fases característico.
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Ilustración 4 Diagrama de fases de yacimiento de gas húmedo
Fuente: Escobar Macualo, Freddy Humberto. “Fundamentos de la Ingeniería de Yacimientos”. 2002
Y el último tipo de yacimiento reconocido es el de gas seco, el cual se encuentra
conformado principalmente por metano y algunos intermedios., no hay presencia de líquidos
ni en yacimiento ni superficie. Sin embargo, a temperaturas criogénicas, menores de 50 °F,
se puede obtener líquidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tanto a gas como gases
húmedos para determinar gas original in-situ y predecir reservas de gas. En la figura 14 se
muestra el diagrama de fases característico.
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Figura 5 Diagrama de fases de yacimiento de gas seco
Fuente: Escobar Macualo, Freddy Humberto. “Fundamentos de la Ingeniería de Yacimientos”. 2002
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