clasificacion de los yacimientos

1. Republica Bolivariana de Venezuela
ministerio del poder popular para la educación universitaria
I.U.P Santiago Mariño
Yacimientos petrolíferos
Nombre :Génesis ramos
C.I:25817539

2. Clasificación de los yacimientos de hidrocarburo.
( De acuerdo al mecanismo de producción)
1. Compresibilidad de la roca y de los fluidos:
Al pozo estar en producción, 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.

3. 2. Liberación de gas en solución:
Únicamente presente en los yacimientos cuya presión es menor que la presión de burbuja (Yacimiento
Saturado). Iniciando 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.
3. 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.

4. 4. Empuje por capa de gas:
Este mecanismo está presente en yacimientos que se encuentra a presiones inferiores a la presión de
burbujeo. En lo que 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

5. 5. Empuje hidráulica:
Se presenta cuando existe una porción de roca con alta saturación de agua (Acuífero). Debido a la
expansión del agua del acuífero (a medida que se reduce la presión), este invade el yacimiento, reemplazo
a los fluidos que ya han sido extraído.

6. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN INDUCIDOS
Inyección de fluidos:
Este mecanismo se aplica cuando los mecanismos de producción natural ya no son eficiente
(perdida de la presión del yacimiento), por lo que constituye un mecanismo secundario (artificial)
para restablecer la presión del yacimiento que se ha perdido debido al tiempo de producción.

7. Clasificación de los yacimientos de hidrocarburos
De acuerdo al tipo de estructura geológico.
1. Estratigráficos: lentes de arena, cambios de facies,
calizas o dolomitas porosas, cambios de
permeabilidad.
2. Estructurales: Fracturas en calizas o rocas ígneas,
discordancias, fallamiento en areniscas, sinclinales,
anticlinales, domos salinos, etc.
3. Combinados: Hace referencia a las posibles
combinaciones que se presenten entre los dos
grupos anteriores.

8. Clasificación de los yacimientos de hidrocarburos
De acuerdo al estado termodinámico de los fluidos.
Yacimientos de Gas Seco
Características
La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones
de yacimiento y superficie.
Temperatura del yacimiento muy superior a la cricondentérmica.
Contenido de C1>90% y C5+<1%.
Solo a temperaturas criogénicas (<-100°F) se puede obtener cierta
cantidad de líquidos de estos gases. Sin embargo, la diferencia entre un
gas seco y un gas húmedo, es totalmente arbirtraria, y generalmente
un sistema de hidrocarburos que produzca con una relación gas-líquido
(RGL) mayor a 100000 PCN/BN se considera seco.

9. Yacimiento de Gas Húmedo
Características
Gas en el yacimiento.
Dos fases en superficie.
No presenta condensación retrógrada.
RGL > 15000 PCN/BN (Regularmente: 50-100 MPC/BN).
Contenido de Líquido < 30 BN/MMPCN.
°API > 60° (Líquido proveniente del Gas).
Líquido de tanque: Incoloro.

10. Yacimiento de Gas Condensado
Características
La composición de la mezcla de hidrocarburos de un yacimiento de gas
condensado es todavía predominante el metano (> 60%), aunque la cantidad
relativa de hidrocarburos pesados es considerablemente mayor.
La mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y
temperatura, se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío.
La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la
cricondentérmica de la mezcla.
Un gas condensado presenta condensación retrógrada isotérmica en un rango
de temperatura (200°-400°F) y presiones (3000-8000 lpc) normales en
yacimientos.
En su camino hacia el tanque de almacenamiento, el condensado sufre una
fuerte reducción de presión y temperatura, y pasa rápidamente a la región de
dos fases.

11. Yacimientos Petróleo Negro (Bajo Encogimiento)
Características
En un diagrama de fase de un Petróleo Negro. Se
observa que el hidrocarburo se conserva líquido
durante todo el proceso, a pesar que libera gas.
Tiene mayor fracción de hidrocarburos pesados (C7+).
El gas que se desprende del Petróleo Negro es gas seco,
debido a las moléculas livianas que se liberan. Este gas
no se condensa.

12. Yacimientos Petróleo Volátil (Alto Encogimiento)
Características
Al igual que el Petróleo Negro, el petróleo volátil se
encuentra también como líquido dentro del
yacimiento, a diferencia que el volátil está mas
cerca de la zona de gas en el diagrama.
El almacenamiento del petróleo volátil es similar al
del petróleo negro, se diferencian en que se debe
tener cuidado para que el gas no se libere
fácilmente, dadas las condiciones del petróleo
Volátil.

13. Clasificación de las reservas
(DE ACUERDO A LA CERTIDUMBRE DE OCURRENCIA)
1. RESERVAS PROBADAS
Las Reservas Probadas son los volúmenes de hidrocarburos estimados con razonable
certeza y recuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información
geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y
regulaciones gubernamentales prevalecientes.
RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS
Las Reservas Probadas No Desarrolladas son los volúmenes de reservas
probadas de
hidrocarburos que no pueden ser recuperadas comercialmente a través
de los pozos e
instalaciones de producción disponibles.

14. RESERVAS PROBABLES
Las Reservas Probables son los volúmenes estimados de hidrocarburos
asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica, de
ingeniería, contractual y económica, bajo las condiciones operacionales
prevalecientes, indican (con un grado menor de certeza al de las reservas
probadas) que se podrán recuperar.
RESERVAS POSIBLES
Las Reservas Posibles son los volúmenes de hidrocarburos, asociados a
acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica y de ingeniería
indica (con un grado menor de certeza al de las reservas probables) que podrían
ser recuperados bajo condiciones operacionales y contractuales prevalecientes.
Clasificación de las Reservas
Probadas según las Facilidades de
Producción

15. CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS
( DE ACUERDO AL MÉTODO DE RECUPERACIÓN)
RESERVAS PRIMARIAS
Son las cantidades de Hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía
propia o natural del yacimiento.
2. RESERVAS SUPLEMENTARIAS
Son las cantidades adicionales de hidrocarburos que se pudieran recuperar,
como resultado de la incorporación de una energía suplementaria al
yacimiento a través de métodos de recuperación suplementaria, tales como
inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que
ayude a restituir la presión del yacimiento y/o a desplazar los hidrocarburos
para aumentar la extracción del petróleo.

16. Estimación de reservas
la medición de las reservas se hace con base en la clasificación de la SPE/WPC
bajo la metodología del Petroleum Resources Management System (PRMS, por
sus siglas en inglés), reconocida por la Comisión Nacional de Hidrocarburos
(CNH). Dicha metodología contiene el conjunto de conceptos, criterios, métodos,
principios y procedimientos matemáticos empleados para la estimación,
cuantificación, evaluación y verificación de las reservas de hidrocarburos.
Dentro de los criterios que se utilizan para hacer una estimación de reservas, se
debe tomar en cuenta la disponibilidad de datos suficientes y fiables, la
evaluación que se tiene de la etapa de desarrollo, el comportamiento histórico, la
experiencia con la que se cuenta respecto al lugar donde se hará el análisis, y con
respecto a zonas con propiedades similares.

17. Una vez considerada la información disponible, se procede a elegir algún método para
hacer la estimación de las reservas, la cual depende del criterio profesional que se basará
tanto en su experiencia como en la localización geográfica y las características geológicas
para elegir el método más oportuno. La combinación de diferentes métodos proporciona
una mayor confianza a la estimación.
Los métodos más utilizados son el método volumétrico, el análisis de datos, los modelos
matemáticos, las analogías de reservas comparables y los métodos de estimación de
reservas tanto determinísticas como probabilísticas