Geología de Yacimientos

2. YACIMIENTOS
CONVENCIONALES
GAS
ACEITE
YACIMIENTOS NO
CONVENCIONALES
GAS EN
LUTITAS

4. • En los yacimientos convencionales, los
hidrocarburos se forman en lo que se
conoce como roca generadora. La
misma está compuesta por una
acumulación de material orgánico y
rocas que se almacenaron durante
largos períodos de tiempo. Con el paso
de los años, y a medida que se acumula
una mayor cantidad de sedimentos y
rocas, se generan ciertas condiciones de
presión y temperatura que hacen que la
materia orgánica se transforme y
descomponga, obteniendo así los
hidrocarburos. Posteriormente, estos
migran a través de las diferentes
formaciones geológicas, hasta encontrar
una roca impermeable que impida su
paso, conocida como sello.

5. • El yacimiento no convencional
es aquel donde el hidrocarburo,
gas y aceite permanece en la
roca generadora, es decir, no
migra a una roca
almacenadora, a diferencia de
los yacimientos
convencionales.
• En estos casos, la roca
generadora y la roca
almacenadora son las mismas.
• La desventaja del yacimiento
no convencional radica en que
resulta más caro extraer aceite
y gas, a diferencia de los
yacimientos convencionales
que es más barato extraerlos.

6. YACIMIENTOS
DE GAS
GAS-
PETROLEO
GAS HUMEDO
GAS SECO
GAS
CONDENSADO

7. • Son aquellas acumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas
en la parte más alta de la trampa.
La presión ejercida por la capa de gas sobre la del petróleo es uno de
los mecanismos que contribuye al flujo natural del petróleo hacia la
superficie a través de los pozos.
Cuando baja la presión y el
petróleo ya no puede subir
espontáneamente, puede
inyectarse gas desde la
superficie a la capa de gas del
yacimiento, aumentando la
presión y recuperando
volúmenes adicionales de
petróleo.

8. • En estos yacimientos de hidrocarburos están en estado gaseoso, por
características específicas de presión, temperatura y composición. El gas
está mezclado con otros hidrocarburos líquidos; se dice que se halla en
estado saturado. Este tipo de gas recibe el nombre de gas húmedo.
• Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el
gas se condense en petróleo líquido, el cual al unirse a las paredes de los
poros queda atrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando
gas a fin de mantener la presión del yacimiento.
Tendremos un yacimiento de gas
húmedo si:
• 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

9. • En éstos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen
hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman
líquidos por los cambios de presión y temperatura.
El gas se genera gracias a un proceso de expansión, parecido al que
ocurre en las bombonas, donde la cantidad de gas está relaciona da con
la presión del embace.
Tendremos un yacimiento de gas seco si:
 La mezcla se mantiene en la fase gaseosa en el
yaci-miento y en superficie.
 El gas es mayoritariamente metano (CH4).
Solo se puede obtener líquido por procesos
criogénicos.

10. • El gas que se produce en los yacimientos de petróleo, el gas-petróleo
y húmedo, recibe el nombre de gas condensado*, ya que se produce
conjuntamente con hidrocarburos líquidos.
El gas que se genera en yacimientos de gas seco* se denomina gas
no asociado o gas libre* y sus partes líquidas son mínimas.
• Tendremos un yacimiento de gas condensado si:
 La mezcla se mantiene en la fase gaseosa o en
el punto de rocío a las condiciones iníciales
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

11. • En éstos el petróleo es el producto dominante y el gas está como
producto secundario disuelto en cantidades que dependen de la
presión y la temperatura del yacimiento.
• Reciben el nombre de yacimientos
saturados* cuando el petróleo no acepta
más gas en solución bajo las condiciones
de temperaturas y presión existentes, lo
que ocasiona que cualquier exceso de
gas se desplace hacia la parte superior
de la estructura, lo que forma una capa
de gas sobre el petróleo.
• En yacimientos de petróleos no
saturados* también se desarrolla la capa
de gas por los vapores que se
desprenden en el yacimiento al
descendentes la presión.

12. Tendremos un yacimiento de Petróleo de alta volatilidad si:
• La mezcla a condiciones iníciales se encuentra en estado líquido cerca del
punto crítico.
• El liquido producido es tiene las siguientes características: Color de amarillo
oscuro a negro.
• API > 40
Tendremos un yacimiento de Petróleo Negro si:
• El líquido producido tiene las siguientes características
• Color de verde oscuro a negro.
• API <12

13. • La temperatura de
yacimiento es mayor que
la temperatura
cricondentérmica.
• Los hidrocarburos se
mantienen en fase
gaseosa en el yacimiento y
en superficie, es decir, que
al disminuir la presión no
se condensa gas.
• Sólo se puede extraer
liquido por procesos
criogénicos (temperaturas
por debajo de 0ºF).
• No presenta condensación
retrograda.

14. • La temperatura del yacimiento
es mayor que la temperatura
cricondentérmica.
• Los hidrocarburos se mantienen
en fase gaseosa en el
yacimiento, pero una vez en
superficie se cae en la región
bifásica.
• El liquido producido es incoloro
y de ºAPI mayor a 60º.
• En comparación con los gases
secos, hay una mayor
acumulación de componentes
intermedios.
• La relación gas petróleo se
encuentra entre 60 y 100
(MPC/BN).

15. • Se puede definir como un gas con
liquido disuelto.
• La temperatura del yacimiento se
encuentra entre la temperatura
crítica y la temperatura
cricondentérmica.
• Los hidrocarburos se encuentran
en fase gaseosa o en el punto de
rocío a condiciones iniciales de
yacimiento.
• Al disminuir la presión a
temperatura constante entramos en
la zona de condensación
retrograda.
• La reducción de presión y
temperatura en el sistema de
producción hace que se entre en la
región bifásica y origina en
superficie un condensado de
incoloro a amarillo, con ºAPI entre

16. • Relacionándolo con su densidad API (por sus siglas en ingles
American
• Petroleum Institute) clasifica el petróleo en "liviano",
"mediano", "pesado" y
• "extrapesado".
• Crudo ligero: Crudo liviano o ligero, es definido como el que
tiene densidades API mayores a 31.1 °API.
• Crudo medio o mediano: Es aquel que tiene densidades API
entre 22.3 - 31.1 °API.
• Crudo pesado: Es definido como aquel que tiene densidades
API entre 10 - 22.3 °API.
• Crudo extrapesado: Es aquel que tiene densidades API
menores a 10 °API. A estos crudos también se les denomina
bitúmenes.