reservorios i .pdf
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ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA
COCHABAMBA
Ingeniera Petrolera
INGENIERIA DE RESERVORIOS I
MSC. ING. WALTER LARRAZABAL
RODRIGUEZ
-
BIBLIOGRAFIA Ing. Ayala A. Vladimir R.
Ing. Camargo Gallegos Rolando. Ingeniera de Reservorios. La Paz Bolivia 2006
Ing. Gonzales M. W. U.P.
Ing. Gmez Freddy Engineering & Services , Sep. 2010 This document was created using
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Ing. Reynolds Pareja. Freddy. Reservorios I
Ing. Sivila Angulo. Franco Fabian. Fundamentos de Ingeniera Ingeniera Petrolera.
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TEMA 1
GENERALIDADES
SIGLAS Y ABREVIATURAS
ANH Agencia Nacional de Hidrocarburos Bbl Barriles
D. S. Decreto Supremo
ENARSA Energa Argentina Sociedad Annima
GLP Gas Licuado de petrleo
GNPT Gerencia Nacional de Programas de Trabajo
IDH Impuesto Directo a los Hidrocarburos
IVA Impuesto al Valor Agregado
MMBbl/d Millones de Barriles por da
MMBTU Millones de Unidades Trmicas Britnicas
MMmc/d Millones de metros cbicos por da
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PETROBRAS Petrleos del Brasil
PDVSA Petrleos de Venezuela S.A.
PTP Programa de Trabajo y Presupuesto
PIB Producto Interno Bruto
RM Resolucin ministerial
TCF Trilln de Pies Cbicos
TGN Tesoro General de la Nacin
TM/d Toneladas Mtricas por da
$us/MPC Dlares por Millar de Pie Cubico
$us./Bbl Dlares por Barril
$us./TM Dlares por Tonelada Mtrica
VPACF Vicepresidencia Nacional de Administraci
y Fiscalizacin de Contratos
WTI West Texas Intermediate
YPFB Yacimientos Petrolferos Fiscales Bolivianos
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Areas de Inters Petrolero en Bolivia Por:
W. Gonzales M.
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AREAS HIDROCARBURIFERAS EN BOLIVIA
rea Potencial
(535.000 Km2)
rea Tradicional
(45.507 Km2)
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CONCEPTOS BASICOS DE ORIGEN DEL HIDROCARBURO
Origen de los Hidrocarburos
La teoria Biotico. Organ ico: Acumulacion de hidrocarburos producidos por restos
organicos, que son preservados en sedimentos y sufren un proceso de descom`posicion.
La teoria Abiotica .Inorgnico: El petroleo cudo se forma en el manto de la tierra.
Hace 201 millones de aos. El Metano y no los volcanes causaron extincion masiva al final del
Trasico.
La extinsion de la mitad de la vida marina en la tierra ocurrida hace 201 millones de aos se
debio a una cuantiosa liberacion de Metano en la atmosfera y no a un incremento de la
actividad volcanica, segun un estudio que publico ayer 22 de julio 2011 revista Science en su
edicion impresa. Hasta ahora el consenso en la comunidad cientifica era que durante ese
periodo geologico, cuando se fragmento el continente unico denominado Pangea, la intensa
actividad volcanica causo los cambios de clima que llevaron a la extinsion masiva de especies
marinas. Los investigadores determinaron que en un periodo de 10.000 a 20.000 aos
durante la extincion de vida marina al final del Triasico, entre 12.000 y 38.000 gigatoneladas
de metano fueron a dar a la atmosfera. Una gigatonelada equivale a mil millones de
toneladas. LOS TIEMPOS SABADO 23 DE JULIO 2011.
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TEMA 2
CONCEPTOS BASICOS EN INGENIERIA
DE RESERVORIOS
Clasificacin de Reservorios
Geolgicamente, los yacimientos se clasifican en: Estratigrficos,
Estructurales y Combinados.
ESTRATIGRAFICO
Gas
PETROLEO
-
COMBINADO
FALLA
ESTRUCTURAL AGUA
PETROLEO
AGUA
PETROLEO
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1. Estratigrficos: lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas,
cambios de permeabilidad. Ver Fig. 1.1.a.
2. Estructurales: Fracturas en calizas o rocas gneas, discordancias,
fallamiento en areniscas, sinclinales, anticlinales, domos salinos, etc., como se
describe en la Fig. 1.1.a.
3. Combinados: Hace referencia a las posibles combinaciones que se presenten
entre los dos grupos anteriores. Ver Fig. 1.1.b.
Clasificacin de Acuerdo al Punto de Burbuja
1. Subsaturados. Yacimientos cuya presin inicial es mayor que la presin en
el punto de burbuja. El lector debera referirse al punto A de la Fig.
Inicialmente solo se presenta la fase lquida. Las burbujas de gas se
desprenden del crudo una vez el punto de burbuja se alcanza. Eventualmente,
el gas librado empieza se aglutina hasta tener condiciones de flujo hacia al
pozo en cantidades cada vez incrementales. Contrariamente, el flujo de crudo
decrementa gradualmente y en la etapa de deplecin permanece mucho crudo
en el yacimiento.
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A E Punto de roci
Presin
D
B Aceite + Gas
F
C Saturado
Temperatura
Fig. 1.2.a. Clasificacin de los Yacimientos de acuerdo al punto de burbuja
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2. Saturados.
Yacimientos cuya presin inicial es menor o igual que la presin en el punto de
burbuja. Ver punto B y C de la Fig. Este yacimiento bifsico consiste de una
zona gaseosa suprayaciendo una zona lquida. Puesto que la composicin del
gas y el crudo son completamente diferentes, estas pueden representarse por
diagramas de fases individuales que tienen poca relacin entre ellas o en
composicin. La zona lquida est en su punto de burbuja y ser producida
como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas.
La capa de gas est en el punto de roco y podra ser retrgrada o no retrgrada
(yacimiento de gas).
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Clasificacin de Acuerdo al Estado de los Fluidos
1. Petrleo negro
Consiste de una amplia variedad de especies qumicas que incluyen
molculas grandes, pesadas y no voltiles.
De color negro, de all su nombre. Tambin se le llama crudo de bajo
encogimiento o crudo ordinario.
Este crudo es normalmente negro , de compuestos pesados aunque
pude ser marrn o verduzco.
2. Petrleo voltil
El rango de temperatura es ms pequeo que en petrleo negro. Estos
tambin se llaman crudos de alta encogimiento o crudos cercanos al punto
crtico. La Ecuacin de Balance de Materia (EBM) de petrleo negro no
trabaja en estos casos. El color es usualmente caf claro a verde
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PARAMETROS PARA LA ACUMULACION DE
HIDROCARBUROS EN LAROCA MADRE
Plano Longitudinal
PARAMETROS DE EXISTENCIA
Acumulacin de material orgnico Preservacin del material organico
Maduracion termica
Calor subterrneo
Ventana COMPOSICION PORCENTUAL DE LA
ROCA
Esquisto 65%, Roca Metamorfica.
Carbonato 21%
Carbon 2%
. Marmol 12% Roca Metamorfica Engineering & Services , Freddy G
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GAS
AGUA
NO ASOCIADO ASOCIADO DISUELTO
GAS
OIL
OIL
AGUA
AGUA
Formas de Hidrocarburos en Reservorios:
Hidrocarburos Gaseosos
Hidrocarburos Lquidos
Hidrocarburos Slidos
a)Hidrocarburos Gaseosos:
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El Gas Natural no Asociado, en el Reservorio es solamente gas o contiene
cantidades insignificantes de crudo, el gas se explota perforando pozos
Hasta la zona de gas natural que fluye hacia la superficie a travs de los
pozos utilizando su propia energa, puede ser sin nada de crudo.
El Gas Natural Disuelto en el crudo se debe a las altas presiones en los
Reservorios que no permiten que el gas natural se separe del crudo, el
Reservorio es de crudo y puede tener o no una capa gasfera.
-
En el Gas disuelto, se encuentran combinados el gas y el agua, formando
capa gasfera debido a la presin y temperatura.
El Gas natural tiene la estructura siguiente:
CH4, C2 H6, C3 H8, C4 H10, C5
El Azufre es caracterstico para rocas carbonatadas, obtenemos gas
natural amargo, caracterstico de rocas reservorios carbonatadas.
A mayor profundidad el gas natural se vuelve seco, contiene pequeas
cantidades de hidrocarburos.
A menor profundidad el gas se vuelve hmedo, con mayor cantidad de
Hidrocarburos ms pesados que el metano.
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Dos Etapas:
Primaria: Desde la roca madre a otra porosa
Es un Proceso complejo
Esta limitado a las cercanias de la
la roca madre.
Secundaria: A traves de la roca porosa hasta la
trampa
Por flotacin, capilaridad, tectonismo
Transita larga distancia *Impermeable cap rock = Roca impermeable sello.
Sand = Arena * Shale = Lutita Shale = Esquisto * Slate = Pizarra Oil = Aceite * Source rock = Roca origen Limestone = Caliza
Migracin de Hidrocarburos
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La Trampa
Es una configuracin geometrica de estructuras y/o estratos impermeables
dentro de los cuales estn confinada la
roca porosa (El reservorio)
Trampas Estructurales:
Anticlinales Fallas Domos Trampas estratigrficas Domos salinos Inconformidades Trampas combinadas
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SECUENCIA ESTRATIGRAFICA
Se define como capas o estratos que originalmente fueron sedimentados
en una cuenca, donde las capas ms jvenes yacen sobre otras que
proceden de edad. Son producidas por fuerzas tectnicas, que comprimen
o estiran a las rocas sedimentarias.
Estructuras Geolgicas
Son las diferentes configuraciones tridimensionales de proporciones de la
corteza terrestre que resultan por efecto de esfuerzos de compresin,
tensin y torsin; tangenciales y gravitacionales. Entre ellos tenemos:
Anticlinal, es una estructura cncava hacia arriba, producido por esfuerzo
principal de compresin.
Sinclinal, es una estructura convexa hacia arriba, producida
principalmente por esfuerzo de tensin, tambin interviene compresin y
Torsin.
Diaclasas, estructuras geolgicas que son fisuras abiertas, cerradas ,
rellenas con minerales como pirita Fe S2, cuarzo Si O2 .
Fallas, son estructuras en que la capa fracturada se deslizan arriba o
abajo, a travs del plano de la falla.
-
Factores concurrentes para la formacin de un yacimiento Para ubicar zonas de inters, los estudios buscan condiciones necesarias
para: generacin, maduracin, migracin, entrampamiento y acumulacin
de hidrocarburos.
Debe existir grandes cantidades de sedimentos, tiempo geolgico y medio
anaerbico para su transformacin.
El hidrocarburo, para su formacin cumple los siguientes procesos:
Procesos de DIAGNESIS, comprende la acumulacin de materia orgnica.
Procesos de CATAGENEIS, consiste en la conversin del material orgnico
en roca madre.
Proceso de METAGENESIS, comprende la madures de la roca madre.
Para la existencia de un Reservorio, existe las siguientes condiciones:
Roca madre Roca reservorio Roca sello
-
Roca Madre, es la roca generadora, debe tener alto contenido de materia
orgnica, la temperatura de ms de 150C, para la formacin del crudo y
de 50 - 270 C para la formacin del gas; la presin equivalente a 2 km.
de sedimentos de peso con reacciones qumicas en un tiempo
Geolgico.
Roca Reservorio, llamado tambin roca almacn, con porosidad,
permeabilidad, saturacin extensa para almacenar cantidades grandes de
hidrocarburos, las rocas que cumplen estas condiciones son las areniscas
sedimentarias con minerales de cuarzo y feldespatos, las calizas formadas
por calcita y dolomita.
Roca Sello, es la roca impermeable que impide la migracin de los
hidrocarburos formada por las arcillas de porosidad fina, yeso y domos de
Sal.
Trampa, es una estructura geolgica que hace posible la acumulacin y
concentracin de petrleo conservndole atrapado y sin posibilidad de
escapar de los poros de una roca permeable subterrnea.
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La Trampa
Estructuralll
D0MO
Falla
Gas >v WBlflf \v
Estratigrafica
Domo Salino
Inconformidad
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La Trampa
Cambio de las propiedades de
la formacin
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El Sello
Son Barreras impermeables; Rocas Sellantes (Cap rocks). Tapa, capa de Rocas
Tipos de sello
Esquisto (Shale) 65% Roca metamorfica, de Lutita
Evaporitas (Sal) 33% Na Cl Halita.
Carbonatos 2%
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REQUERIMIENTOS BASICOS EN El RESERVORIO
-Porosidad
-Espacio vacio
-Permeabilidad:
-Capacidad del fluido de pasar a
traves de la roca
Rocas-Reservorio ms comunes
Areniscas 60%
Carbonatos 39%
-
CAMPO PETROLERO.-
AREA GEOGRFICA DETERMINADA
CONTIENE ESTRUCTURAS
SEDIMENTARIAS AFINES
FORMAN YACIMIENTOS PETROLFEROS.
YACIMIENTO.-
ES UNA PORCIN DE ROCA,
POROSA, PERMEABLE QUE
CONTIENE HIDROCARBUROS Y
SE COMPORTA COMO UNA
UNIDAD GEOLGICA HIDRAULICA
-
TEMA 3.
PROPIEDADES DE ROCA Y DE FLUIDOS
Generalidades
La identificacin y evaluacin de las propiedades
del sistema roca-fluido es muy importante para la
ingeniera de reservorios y otras disciplinas
relacionadas, porque constituyen los datos bsicos
que posteriormente son utilizados en clculos del
potencial del yacimiento y diseo de proyectos de
recuperacin de hidrocarburos.
-
El Reservorio: sistema roca-fluidos
El reservorio es bsicamente un sistema roca-fluidos. Por lo tanto, para identificar y evaluar las propiedades,
se debe considerar separadamente roca y fluidos, de
modo que se tendr:
a)propiedades petrofsicas (roca)
b)propiedades de los fluidos
.
Son propiedades correspondientes a la roca que constituye el reservorio donde estn almacenados los
fluidos. Fundamentalmente stas son: a) la porosidad;
b) la permeabilidad y c) la saturacin.
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DETERMINACION DE LA POROSIDAD EN LABORATORIO. POROSIMETRO
Medidor de vaco Vlvula
Bomba de desplazamiento
Se utiliza como base el concepto de porosidad por tanto , si Vs
es el volumen de la parte solida y Vt el volumen total de la
muestra, la porosidad es:
Vt - Vs
= ----------
Vt
-
Distribucion de la Porosidad Representada por: (f)
Rango: Entre 5 y 30%
- Primaria:
- Secundaria:
Formada durante la deposicin
Formada despus de la deposicin
Esferas empacadas romboidalmente: 4> = 26%
La distribucin de los granos, en las arenas, las arcillas, Sedimentos y la cementacin afectan la porosidad
-
Porosidad Anlisis de porosidad en rocas silisiclsticas y carbonticas.
Las rocas sedimentarias son las que generalmente presentan
porosidad, entre algunas de ellas se encuentran las silisiclstica y las
carbonticas cuyas porosidades son caractersticas y bien
diferenciada entre si.
-
Interconectada
- Multiples pasajes Conectadas
- Un solo pasaje
Aislada
- No hay conexiones.
1 + 2 = Porosidad efectiva
La relacin entre la porosidad efectiva y la existente
es una medidad de la Permeabilidad.
Tipos de Porosidad
-
Porosidad Primaria
Porosidad Intergranular (Arenisca)
Porosidad Intragranular (Carbonato)
-
Porosidad Secundaria
Ventana (Encogimiento) Solucin (Percolado)
- Intercristalina - Moldeo
- Cavernoso
Fractura
-
Determinacin de la Porosidad
Test de Porosidad E-Logs > Porosidad Total
Sonic Logs
Neutron Logs
Density Logs
Ensayo de Ncleo > Porosidad Efectiva Saturacin de agua
Saturacin de Gas
Inyeccin de Mercurio
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Permeabilidad, segun Darcy
k dp v = ----------
dx
v= velocidad de fluido
dp/dx =Gradiente de presin
= Viscosidad del fluido, cp
k = Permeabilidad, Darcy`s.
La permeabilidad refleja una interconexin poral continua. El Darcy es la unidad de permeabilidad.
- 1 Darcy se define como aquella permeabilidad que permite
pasar a un fluido de un centipoise (1 cPo) a una velocidad de 1
cm/seg con una diferencial de presin (AP) de 1 atm/cm.
-
Saturacin
Cantidad de agua por unidad de volumen = (Sw) [%] Cantidad de HC por unidad de volumen = (1 - Sw) [%]
Porosity OilSaturation ( So)
Water Saturation (Sw)
Rock Volume
-
Permeabilidad y Saturacin
10
i
t
u
Relacin ente la permeabilidad y
la saturacin de un determinado
fluido-
Permeabilidad Absoluta: Permeabilidad de la roca con
100% de saturacin (k).
- Permeabilidad Efectiva:
Permeabilidad de una fase si el fluido
es multifsico. (ko)
Permeabilidad Relativa: Relacin entre la Perm. Relativa y la
Absoluta (kro)
Cul permeabilidad se usa para la Ley de
Darcy?
Efectiva
-
Diagrama de Fase (PVT)
Temperature
.Ciitical
point
-
Mecanismos de Drenaje
Hay cuatro mecanismos principales de drenaje de un reservorio:
- Por Gas en Solucin (Depletacin)
- Por Expansin del Casquete de Gas
- Por Empuje Acufero.
- Combinados
-
Gas en Solucin (Depletacin)
i AT
DIL PROCUCING WELLS
Gas en Solucin Depletacin
El petrleo es producido por la
expansin del fluido y el gas
disuelto en la fase liquida.
Caractensticas:
P > PK
res b
- Produccin inicial alta
- Rpida declinacin
- El GOR presenta un pico que
- indica la mayor permeabilidad al
gas (skin)
- Reservorio cerrado
-
Expansion del Casquete de Gas
B. MAP VIEW
El petrleo es producido por la
expansin del casquete de gas
presente en el reservorio.
Caracteristicas:
- P < PK 1 res b - La expansin del fluido es
despreciable.
- El fluIdo se mueve debido a la
expansin del gas libre.
- Reservorio cerrado.
- Tiende a producir solo gas
-
Empuje Acuifero
OI_P30DLC;NGWE
LL
iiIM^^i>
B. MAP VIEW
El petrleo que se produce es
reemplazado por agua, manteniendo la
presin del reservorio constante si el
coeficiente de reemplazo es 1:1
Caractersticas:
Presion = Constante
- El corte de agua aumenta
con el tiempo.
- Reservorio abierto
- WOC aumenta de nivel,
indicando la inundacin del
reservorio
-
Reservorios Combinados
A. CROSS SECTION
B. MAP VIEW
En la realidad los
reservorios presentan mas
de un mecanismo de
produccin al mismo
tiempo
-
MECANISMOS DE RECUPERACION EN
RESERVORIOS (PORCENTAJES)
Los reservorios por empuje
acuifero, tienen un alto indice
de recuperacin (60%)
Los reservorios por casquete
de gas, tienen una
recuperacin de hasta 40%
con una gran reduccin de la
Preservorio
La produccin por gas en
solucin, es la mas
ineficiente, y tiene un bajo
indice de recuperacin
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TIPOS DE POROSIDAD
A) POROSIDAD ABSOLUTA (a) .- Es la razn del espacio poroso total con
el volumen total de la roca, sin tomar en cuenta si los poros estn
comunicados entre si o no
a = Vp (comunicados y no comunicados)/Vb (4 2)
B) POROSIDAD EFECTIVA (e).- Es la razn del espacio poroso
intercomunicado al volumen total de la roca
e = Vp (intercomunicados)/Vb (4 3)
Es la relacin del volumen de poros de la roca , entre el volumen total de la roca.
= Vp
Vt
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Segn la intercomunicacin poral:
Porosidad efectiva.- Es la relacin nicamente de los poros interconectados con
referencia al volumen total de la roca. Fig.1.1. y 1.2.
Fig. 1.1 Esferas ilustran porosidad mxima 47.6% Fig. 1.2 Ilustra variedad de
forma de granos y porosidad
minima de 25.9%
Debido a la recuperacin de los HC. en los yacimientos estos debern
desplazarse cientos de metros a travs de los poros abiertos en la roca hacia los
pozos productores. Si los HC ocupan espacios porosos aislados, estos no sern
recuperados y en consecuencia se tendrn poco inters en ellos, obviamente la
porosidad efectiva ser la que mas importancia tendr el ingeniero petrolero,
ya que es una indicacin de la conductividad de los fluidos.
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La porosidad efectiva, es una funcion de muchos factores
litologicos: la forma de grano, distribucion, arreglo de los
granos, compactacion, cementacion, cantidad, clase de
arcillas y estado de hidratacion.
Geolgicamente la porosidad, puede ser clasificada de acuerdo con
el tiempo de formacin como:
1.- Porosidad Primaria (Intergranular) Es la porosidad formada
simultneamente con el deposito de los sedimentos, Los espacios
contribuyentes a este tipo, son los espacios entre los granos
individuales de los sedimentos .Las rocas sedimentarias clsticas o
detricas que tienen este tipo de porosidad
Ejemplo;-Areniscas, conglomerados, calizas, etc.
1.- Porosidad Secundaria.- Esta constituida por cavernas, fisuras,
fracturas, juntas, etc. formadas despus de que los sedimentos fueron
depositados, por agentes tales como soluciones circulantes,
dolomitizacion, movimientos tectonicos, etc.
Ejemplo;-Calizas, dolomitas, etc.
Una aplicacin de la porosidad efectiva es la determinacin del
volumen
-
Una aplicacin de la porosidad efectiva, es la determinacin del volumen original
del HC in situ. Consideramos al reservorio con una determinada rea en acres y
un espesor promedio h. El volumen bruto del reservorio ser:
Volumen bruto = 43,560 Ah ft3. ; o tambin
Volumen bruto = 7,758 Ah Bbl
Donde: A = rea externa en acres; h = espesor promedio en ft.
Segn su calidad, Lavorsen, seala:
Rango de porosidad Calidad
0 5 Descartable
8 10 Regular
10 15 Buena
15 20 Buena
20 25 Muy buena
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FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD:
Entre los factores que afectan la porosidad en general
tenemos:
Empaquetamiento
Seleccin
Cemento
Angularidad
Redondez
Compactacin
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a) Empaquetamiento.- Es la distribucin geomtrica de los granos,
segn su forma se tienen porosidad: = 47,6% si son cbicos, =
25,9% sin son rmbico o hexagonal.
Seleccin.- Una roca Bien Seleccionada, es aquella compuesta por partculas de tamao y forma uniforme; caso contrario es una roca
pobremente seleccionada.
Cemento.- Es la sustancia que mantiene juntos los diversos granos o partculas. Este cemento es cuarzo o calcita. A mayor cantidad de
cemento, menor ser la porosidad.
Angularidad.- A mayor angularidad, menor porosidad y viceversa; esto se debe al relleno de los espacios vacos.
Redondez.- La redondez de los granos, junto con el empaquetamiento y seleccin, afectan la porosidad, debido al entrelazamiento de los
granos, as como al relleno de los espacios vacos, a mayor redondez
mayor porosidad y viceversa.
Compactacin.- Es un fenmeno que afecta la porosidad (), es la presin hidrosttica que se ejerce sobre una determinada roca,
eliminando el tamao del hueco.
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Metodos para la determinacin de la porosidad:
La porosidad, puede ser determinada: a) en laboratorio; b) con registros de pozo.
En laboratorio (mtodo directo):
Se la realiza mediante la recuperacin de testigos de formacin, los cuales llevados al laboratorio de petrofsica y mediante el uso de mtodos apropiados, tales como la bomba de mercurio, determinamos la porosidad.
Mtodo de saturacin.- El testigo es saturado al 100% con mercurio, se lo coloca en una bomba volumtrica de comprensin (porosimetro), de tal forma que no sea capaz el mercurio de introducirse en los poros de la roca. El Vt. de roca se lee en un manmetro.
Mtodo de boyles. La muestra es colocada en una cmara con un volumen calibrado V, se comprime la muestra V-Vs, variando el volumen del gas V, isotrmicamente de P1 a P2, el Volumen de slidos Vs, se calcula con la frmula de Boyle. Ver siguiente Figura.
-
Vs = V P2 Vp Pp
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Determinacin de la permeabilidad:
La permeabilidad, puede ser determinada: a) en laboratorio; b) con registros de pozo; c) pruebas de presin.
a.- En laboratorio (mtodo directo):
Se usa un aparato de nombre Permemetro de Cabezal Constante, FIG 1.8. El clculo de k Se rige por la ley de Darcy que dice: La velocidad de un fluido homogneo en un medio poroso, es proporcional al gradiente de presin e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido.
v = k dp
k dp/dx
-
Mojabilidad:
Cuando se sueltan pequeas cantidades de liquido,
estas caen en forma de gotas. La formacin de gotas se
debe a la tensin superficial que es como una pelcula
que rodea la pequea porcin de liquido. Cuando cae
sobre una superficie solida pueden ocurrir dos
posibilidades. a) que el liquido se expanda sobre la
superficie y b) que conserve su forma de gota con una
pequea superficie de contacto con el solido. Se define
roca mojada por agua si la roca tiene afinidad al agua
que al petrleo. El gas es siempre la fase no mojante.
La arenisca limpia con cuarzo son extremadamente
mojables por agua, los carbonatos se indica que son
mas mojables al petrleo.
-
La ley de Darcy
k dp
v = ----------
dx
Donde:
v = Velocidad de fluido, cm. / seg. = Gradiente de presin, atm /
cm. = Viscosidad del fluido, cp. = Permeabilidad, Darcy's.
La ley de Darcy, se aplica solamente para flujo en rgimen laminar.
La gradiente de presin originada a travs de las paredes del pozo,
influye hacia un flujo similar a un laminar. La ley de Darcy cumple
para su aplicacin en la determinacin del parmetro de la
permeabilidad
-
Pgina 6
Pgina 6
Explicacin de la ley de Darcy
La gradiente de presin dp/dx, es una fuerza de
empuje y se debe a los gradientes depresin de
fluidos. La ecuacin es la siguiente:
-
Explicacin de la ley de Darcy.
La gradiente de presion dp/dx, es una fuerza de empuje y
se debe a la gradiente de presion de los fluidos
-
Permeabilidad segn Darcy
Axdp
Donde: q A k
dx/dp
= Caudal de produccin, cc / seg.
= Viscosidad del fluido, cps
= rea transversal a la direccin del flujo, cm2.
= Permeabilidad de la roca, darcy.
= Cada de presin.
PI P2 SuWda de Presin cafda de Presin
-
Permeabilidad Horizontal: k(x) En una direccin pre-
seleccionada
.
Pgina 7
Permeabilidad horizontal
Permeabilidad con direccin
Permeabilidad Vertical: k (Z)
-
Esta medicin se la realiza en direccin perpendicular al plano
Permeabilidad Vertical.
Fig. 1.11 Permeabilidad Vert
-
Factores que afectan la permeabilidad: (de orden geolgico) > Tamao del grano de la roca.
> Angularidad delos granos.
> Disposicin de los granos
> Distribucin de los granos en funcin del tamao.
> Grado de mitificacin (cementacin del matriz).
> Contenido de arcilla.
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Saturacin de los Fluidos
En los poros de la roca reservorio quedan atrapados fluidos (petrleo, agua y
gas), la cantidad de volumen de un determinado fluido en el sistema de poros
con relacin al volumen total, expresado en fraccin o porcentaje es lo que se
llama saturacin.
En otras palabras, una saturacin en agua (Sw) de 30%, significa 3 / 10 del
espacio en los poros que est lleno de agua. La distribucin de la saturacin
de los fluidos, depende de los siguientes factores:
> Roca madre.
> Roca reservorio.
> Porosidad.
> Permeabilidad
> Hidrodinmica del reservorio
> Factores de migracin.
La saturacin es la relacin entre el volumen de fluido con el volumen total
de los poros.
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Saturacin de agua (Sw):
Es el volumen de agua, que esta contenido dentro de un volumen poroso, dividido entre el volumen total de poros. Se llama
saturacin al 100%, cuando slo existe agua en los poros de una
formacin.
La saturacin de una formacin, puede variar de un 100% hasta un valor ms pequeo; sin embargo muy pocas veces es nula.
Independientemente si la roca del yacimiento es rica en petrleo
o gas, siempre habr una pequea cantidad de agua capilar que el
petrleo no puede desalojar, esta saturacin se conoce como:
Saturacin de Agua Irreducible o Connata.
En un yacimiento que contenga agua en el fondo y petrleo en la parte superior, la separacin no siempre es clara, se presenta una transicin ms o
menos gradual en un 100% de agua hasta un mayor contenido de petrleo. Si
el intervalo contenido de petrleo es bastante espeso, la saturacin de agua en
la parte superior, se aproxima a un valor mnimo llamado: Saturacin de
Agua Irreducible,
-
Saturacin de petrleo (So) o gas (Sg):
Se define como la fraccin de poros que contiene petrleo o gas a condiciones de yacimiento. En un yacimiento de
hidrocarburos, se pueden encontrar simultneamente agua,
petrleo y gas. Fig. 1.16
Sin embargo, debido a los efectos de gravedad, los fluidos se segregan o separan en el yacimiento. Parte de los fluidos de
los yacimientos no pueden extraerse, esta parte de los fluidos
recibe el nombre de: Saturacin residual. Este tipo de
saturacin, se puede recuperar mediante recuperacin
secundaria o terciaria.
Al estudiar un intervalo productor, aquella fraccin de espacio en los poros que no contiene agua se supone que
contiene hidrocarburos, matemticamente: Saturacin
hidrocarburos = (1 Sw)
-
Definicin de SATURACION
El termino de saturacin de fluidos es utilizado para indicar la presencia de los fluidos en la formacin. La saturacin de fluidos se define como: la
fraccin o porcentaje del espacio poroso ocupado por fluidos (oil gas o agua)
en forma particular en Las condiciones del yacimiento.
Sf = volumen total del fluido/ volumen poral
Si aplicamos este concepto matemtico para cada uno de los fluidos del
yacimiento tendremos que:
So = volumen total del petrleo / volumen poral.
Sg = Volumen total del gas / volumen poral.
Sw = volumen total del agua / volumen poral.
Donde:
So = Saturacin del petrleo.
Sg = Saturacin del gas.
Sw = Saturacin del agua.
Si un poro contiene petrleo, gas y agua se puede demostrar que: So+Sg+Sw = 1
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PRESION CAPILAR
Las fuerzas capilares en un reservorio de petrleo son resultado de efectos combinados de la tensin
superficial y la interfacial de las rocas y el fluido, el
tamao, la geometra de los poros y de las
caractersticas de la humectabilidad del sistema, cuando
los fluidos inmiscibles estn en contacto, existe una
discontinuidad de presin entre fluidos, la cual depende
de la curvatura de la separacin de los fluidos. Esta
diferencia de presin se llama capilar y se simboliza
como Pc.
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Determinacin de saturacin de agua de
formacin. Mtodo directo:
Se lo realiza en laboratorio, mediante un anlisis de ncleos
similar al de la determinacin de la porosidad, puede ser:
^ A travs del desplazamiento utilizando solventes.
Utilizando solvente puro, por el mtodo de la centrfuga.
^ Mtodo de la retorta que es l ms utilizado.
-
Se lo determina por registros elctricos.
^ Registros elctricos NMR (Nuclear Magnetic Resonance), tambin se usan el mtodo
de Tixier, mtodo de Archie, mtodo de Welex. ^ Presin capilar. (Con los parmetros de porosidad, permeabilidad,
densidad del fluido, profundidad del nivel de interes)
Saturacin Residual:
Se los define como la cantidad de hidrocarburo que permanece atrapado en partes del volumen poroso, despus
que se ha logrado recuperar el hidrocarburo por medio de
tcnicas de evacuacin y recuperacin; cuando el valor de
Krg llega al cero, el gas permanece en el espacio poroso, esta
inmvil y lleva el nombre de: Gas residual.
Mtodo indirecto
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Composicin qumica del agua de formacin:
Sitter (1947), Sulin y Von Engelhard(1961) evidenciaron que las aguas
saladas connatas son todas similares en composicin qumica, los
aniones son prcticamente todos cloruros, los cationes consisten en
sodio, calcio y magnesio en ese orden. El calcio usualmente es 3 a 5
veces ms que el magnesio en mili. equivalentes.
Clasificacin de aguas de formacin:
Tipo de agua
Meterica Sulfato-sodio
Bicarbonato-sodio
Connata Cloruro-magnesio
Na/Cl (Na-Cl)/SO4
>1 1 >1
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Una muestra de agua obtenida de un pozo tiene los siguientes contenidos:
Concentraciones en miligramos/litro
CATIONES mq/l ANIONES mg/l
Na+ = 2962.7 Cl -- = 3240,0
Ca+ + = 21,0 S04-- = 407,0
Mg++ = 7,0 HC03-- = 1870,0
EJEMPLO. Determinar , segn clculos a qu tipo de agua corresponde.-
Solucin: Convirtiendo el contenido en mili equivalentes y porcentaje de
mili equivalentes. se tiene:
CATIONES mg/l meq meq %
Na+ = 2962,7 128,81 98,73
Ca++ = 21,0 1,05 0,81 98.73 / 70 = 1.41
Mg++ = 7,0 0,6 0 0,46 98.73 70 = 28. 73/6.50 = 4.42
ANIONES mg/l 130.46 70 98.73 = - 28.73/0.46 = - 62
Cl-- = 3240,0 91,27 70,0
S04- - = 407,0 8,5 6,5
HC03- = 1870,0 30,7 23,5
Efectuando las operaciones que indica el mtodo, se tiene que:
Na/CI = 1,41>1; (Na-CI)/S04 = 4,42>1 y (Cl-Na)/Mg = - 62
-
CALCULOS DE MILI EQUIVALENTES
Na+ = 2962.7 2962.7 *1 = 128.81; 128.81 * 100 = 98.73
23 (Masa Atmica ) 130.46
Ca++ = 21 21.0 * 2 = 1.050; 1.05 * 100 = 0.81
40.10 (Masa Atmica) 130.46
Mg ++ = 7 7.0 * 2 = 0.6; 0.6 * 100 = 0.46
24.3 (Masa Atomica) 130.46
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Propiedades del Gas Natural
Gas Natural.- El gas natural es una mezcla de hidrocarburos
gaseosos, presentes en forma natural en estructuras
subterrneas.
El gas natural est compuesto principalmente de metano
(80%) y proporciones significativas de etano, propano butano,
pentano y pequeas cantidades de hexano, heptano y
fracciones pesadas, tambin se tiene algunas impurezas
principalmente: nitrgeno N2, dixido de carbono CO2y gas
sulfhdrico H2S.
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Comportamiento de los gases ideales
La teora cintica de los gases postula que el gas esta
compuesto de una cantidad de partculas llamadas molculas
para un gas ideal, el volumen de estas molculas es
insignificante comparado con el volumen total ocupado por el
gas, tambin se asume que estas molculas no tienen una
fuerza de atraccin o repulsin entre ellas y as se asume que
todas las colisiones de las molculas son perfectamente
elstica.
Ley de los gases ideales:
Se considera que un gas ideal es un fluido, cuyo volumen
ocupado por sus molculas es pequeo con respecto
respecto al volumen ocupado por el fluido total.
Las colisiones intermoleculares son enteramente
elsticas, no ocurriendo por tanto perdida de energa en
la colisin. No tienen fuerzas atractivas o repulsivas entre las
molculas. El comportamiento ideal de los gases se representa por la ley de los gases
ideales
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RESERVORIO Concepto de Reservorio.- Es una formacin subterrnea porosa
y permeable que contiene una acumulacin natural de petrleo o
gas producible, que se encuentra confinado por rocas
impermeables o por barreras de agua y que est solo y separado
de otros reservorios.
Otra Definicin.- Es el estrato o estratos bajo la superficie y
que forman parte de un yacimiento, que estn produciendo o
que se haya probado que sean capaces de producir
hidrocarburos y que tienen un sistema comn de presin en toda
su extensin.
Un reservorio es una roca que tiene espacios vacos dentro de s, denominados poros, que son capaces de contener petrleo o
gas del mismo modo que una esponja contiene agua.
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DEFINICIN DE RESERVAS PETROLERAS
Las reservas son cantidades de petrleo que se considera
pueden ser recuperados comercialmente a partir de
acumulaciones conocidas a una fecha futura. Todos los
estimados de reservas involucran algn grado de
incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la
cantidad de datos de ingeniera y geologa, confiables y
disponibles a la fecha del estimado y de la interpretacin de
estos datos. El grado relativo de incertidumbre aplicado por
colocar las reservas en una de las dos clasificaciones principales,
ya sea probadas o no-probadas. Las reservas no-probadas son
menos ciertas a ser recuperadas que las probadas y pueden ser
sub-clasificadas como reservas probables y posibles para
denotar progresivamente el incremento de la incertidumbre en
su recuperacin.
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Caractersticas de los Yacimientos Para que los hidrocarburos permanezcan contenidos en el yacimiento, las
capas o estratos suprayacentes y subyacentes que lo cobijan deben ser
impermeables. De igual manera, los lados tienen que impedir la fuga de los
lquidos
Otro factor muy importante que complementa los antes sealados es la permeabilidad de la roca, que representa la facilidad con que los fluidos se
desplazan a travs del medio poroso, no obstante que no existe una
determinada relacin de proporcionalidad entre porosidad y permeabilidad. La
permeabilidad se mide en darcys, en honor al ingeniero hidrulico francs Henri
Darcy, quien formul la ley que lleva su nombre, que reza:
la velocidad del flujo de un lquido a travs de un medio poroso, debido a la diferencia de presin, es proporcional al gradiente de presin en la
direccin del flujo. En la industria petrolera, las normas API para determinar
la permeabilidad (K) de las rocas definen permeabilidad como el rgimen de
flujo en mililitros por segundo de un fluido de 1 centipoise de viscosidad que
pase a travs de una seccin de 1 cm2 de roca, bajo un gradiente de
presin de una atmsfera (760 mm Hg) por centmetro cuadrado, y en
condiciones de flujo viscoso. En la industria se emplea el milidarcy, equivalente
a 0,001 darcy. Las rocas pueden tener permeabilidades que van desde 0,5 hasta
3.400 milidarcys
-
Reservorio de Gas Condensado.- Es un reservorio en el cual
existe gas y condensado pero en una sola fase homogneo (gas).
Cuando el fluido sale del reservorio y la presin se reduce por
debajo de su nivel crtico, entonces aparece la fase lquida.
Los reservorios que producen condensados en esta
forma son cuidadosamente controlados para reciclar algo del
gas despus que el condensado ha sido separado, porque de
otro modo puede ocurrir condensacin retrgrada en el
reservorio y el condensado remanente puede no ser
recuperado
No es cierta la idea generalizadora de que el petrleo se encuentra bajo
la tierra en grandes "cavernas" o BOLSONES. En realidad el petrleo se
encuentra embebido, en cierto tipo de rocas, a las que se denomina
reservorios.
-
Si una roca reservorio se ubica por debajo de una roca sello, se dan condiciones ideales para la formacin de un yacimiento. El petrleo (o gas) no puede seguir subiendo debido a la presencia del sello, quedndose en el
reservorio.
Estos reservorios se formaron, en pliegues (hundimientos y elevaciones del terreno
Si una r
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Para que exista un yacimiento de petrleo o gas
deben existir las siguientes condiciones y factores:
Cuenca: El petrleo se encuentra bajo tierra, en el subsuelo, en diferentes regiones, distribuidas por todo el planeta, conocidas con el nombre de
cuencas sedimentarias. Las cuencas sedimentarias estn formadas por
capas o estratos dispuestos uno sobre otro, desde el ms antiguo al ms
reciente y cada estrato tiene naturaleza petrofsica diferente uno con
referencia al otro, tal como ocurre con la disposicin de un sndwich.
Roca generadora: Segn la teora ms aceptada, el origen del petrleo y
del gas natural es de tipo orgnico y sedimentario. Esta teora ensea que
el petrleo es el resultado de un complejo proceso fsico-qumico en el
interior de la tierra en el que, debido a la presin y las altas temperaturas,
se produce la descomposicin de enormes cantidades de materia orgnica
que se convierten en aceite y gas.
-
Esquema idealizado sobre la generacin del Petrleo
Migracin: En un comienzo los mantos sedimentarios se depositaron en sentido horizontal. Pero los movimientos y cambios violentos que han sacudido a la corteza
terrestre variaron su conformacin y, por consiguiente, los sitios donde se encuentra el
petrleo o sea que el hidrocarburo ha tenido que migrar, trasladarse de su lugar de origen
en sentido horizontal y vertical hacia la roca depsito o roca almacn, ms
comn y generalmente denominado roca reservorio o simplemente yacimiento.
-
Sello: Una condicin ideal exige la presentacin de una capa impermeable
depositada, por encima del reservorio, como una especie de tapa que se
denomina sello y no permitira el paso o migracin de los hidrocarburos hacia
niveles de la superficie.
Trampa: Para que se constituya un yacimiento hace falta una condicin
geomtrico estructural de las capas o estratos de rocas o estratos de la corteza terrestre, que permita que el petrleo se concentre en un lugar,
evitando el derramamiento o fuga hacia los costados. Este mecanismo estructural es la trampa. Las trampas pueden estar dadas por rocas
impermeables ubicadas por encima y por los lados del reservorio; un ejemplo
de esto es un cuerpo de arena (reservorio) rodeado o limitado por roca sello.
-
5.- Presin del yacimiento
-
TEMA 4
CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE
HIDROCARBUROS
Con el fin de pronosticar el comportamiento de un yacimiento petrolfero se
necesita conocer el volumen original de hidrocarburos en el yacimiento, as
como tambin la energa disponible para expulsar el aceite y el gas
Un yacimiento petrolfero esta confinado por limites geolgicos como tambin
por limites de fluido, todos cuales deben determinarse lo mas exactamente
posibles. Dentro del confinamiento de tales limites, el aceite esta contenido
en lo que generalmente se refiere a la zona bruta. el volumen neto es la parte del yacimiento de donde se produce aceite o gas y se determina de
acuerdo con los valores de permeabilidad , porosidad y saturacin de agua
.La informacin que se obtiene de las muestras de formacin del analistas de
ncleos y de los registros geofsicos de los pozos es bsica en la evaluacin antes dicha.
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METODOS DE CALCULO
Si se conoce el volumen del espacio poroso y las propiedades de los fluidos que lo saturan, el computo de los hidrocarburos
en el yacimientos se convierte en una operacin bastante
simple. El volumen original de hidrocarburos se puedes
calcular bsicamente aplicando dos mtodos, a saber: mtodo
volumtrico y ecuacin del balance de materia.
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LIMITE DEL AREA DE LOS YACIMIENTOS, PARA
RESERVAS PROBADAS
LIMITES FISICOS.
Se entiende por limites fsicos de un yacimiento, aquel ocurrido por movimiento geolgicos (fallas, diaclasas,
discordancias, etc.). Tambin por la disminucin de los
valores de la saturacin de hidrocarburos, porosidad,
permeabilidad, o por el efecto combinado de estos
parmetros.
-
LIMITE CONVENCIONAL
Son limites convencionales aquellos que se establecen de
acuerdo con el grado de exactitud de los datos o de
conformidad con las normas establecidas.
Las normas que a continuacin se enlistan, han sido
propuestas por un grupo de analistas expertos en
estimacin de reservas; las cuales parecen ser bastante
razonables y lgicas pero, de ninguna manera debern
tomarse como nicas o definitivas ya que esta pueden
cambiar con el criterio de cada analista.
-
NORMAS
El limite fsico del yacimiento se estima a una distancia mayor de un espaciamiento entre pozos, del yacimiento de que se trate; del pozo situado mas al exterior, se fijara
como limites convencional la poligonal formada por las
tangentes a las circunferencias vecinas trazadas con un
radio igual a la unidad de la distancia entre pozos.
El limite fsico del yacimiento queda a una distancia menor de un espaciamiento entre pozos; el pozo productor
situado mas al exterior se deber considerar el limite fsico.
-
En el caso de existir pozos extremos improductivos a una distancia menor o igual a la del espaciamiento entre pozos, el limite se estimara a partir de los datos disponibles, y en ausencia de ellos, a la mitad de la distancia que separa el pozo improductivo y el productor mas cercano a el.
En el caso de tener un pozo productor a una distancia de DOS espaciamientos este se tomara en cuenta para el trazo de la poligonal que define el rea probada, nicamente si existen correlacin geolgica confiable o pruebas de comportamiento que indique la continuidad del yacimiento en esa direccin. De no existir los datos anteriores el pozo se considera pozo AISLADO, y su reserva se calculara con el limite convencional o sea con la circunferencia trazada con radio igual ala mitad del esparcimiento.
-
Cuando no se disponga de estudios geolgicos que confirme o demuestren la continuidad de
los yacimiento entre pozos vecinos, la reserva
se calculara para cada pozo considerndolo
como aislado, con un radio de drene
convencional igual a la mitad del espaciamiento
entre pozos del yacimiento de que se trate o
del considerado mejor a aplicado entre campos
vecinos.
Para la estimacin de la reservas de un yacimiento se tomara como rea probada la
limitada fsicamente y de no existir esta , se
utilizara la limitada convencionalmente
-
METODOS VOLUMTRICOS PARA EL CALCULO DE L
VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS A CONDICIONES
DE RESERVORIO
La secuencia de estudio de un yacimiento desde el punto de vista esttico comprende los siguientes pasos:
1.-Construccin de secciones transversales, utilizando los registros geofsicos de todos los pozos perforados en el rea del yacimiento.
2.-Correlacin de dichas secciones.
3.-Construccin de mapas estructurales.
4.-Calculo del volumen de roca.*
5.-Determinacin de la porosidad media de yacimiento.*
6.-Determinacin de la saturacin de agua congnita media.*
7.-Calculo del volumen original de hidrocarburos a condiciones de yacimientos.
-
DIBUJO EN PROYECCION HORIZONTAL Y SECCION
LONGITUDINAL, PARA EL CALCULO VOLUMETRICO
ORIGINAL DE HIDROCARBUROS A CONDICIONES DE
YACIMIENTO.
-
CONSTRUCCIN DE SECCIONES
TRANSVERSALES
Las secciones transversales se escogen de una manera arbitraria y lo mas posible,
procurando que unan o pasen cerca del mayor numero de pozos, tal como se
observa en la figura 3.3.
-
CORRELACIN DE SECCIONES
TRANSVERSALES.
La correlacin de las secciones se hace por medio de los registros geofsicos , dibujando dichos registros a una escala determinada y uniendo por medio de curvas continuas las
marcas que identifiquen las mismas formaciones teniendo en cuenta que los registros deben
dibujarse a partir del nivel de mar o de un plano de referencia cualquiera Fig. (3 - 4) .La correlacin de las secciones se pueden hacer tambin por medio de cortes de barrena, los
registros de calibracin de agujeros etc., pero con los registros elctricos es una forma sencilla y precisa.
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MAPAS ESTRUCTURALES
Utilizando las secciones ya correlacionadas, se produce a trazar la configuracin
de cimas, anotando en un plano de localizaciones del campo la profundidad de
la cimade la formacin que se esta estudiando y haciendo las interpolaciones
necesarias; entre los pozos se unen puntos de igual cota , obtenindose de esta
manera un mapa de cimas.
De la misma manera que se realiza la configuracin de cima; se pueden hacer
la de bases. Para trazar la de isopacas se superponen las dos anteriores
coincidiendo los pozos de las dos configuraciones, y en los puntos en los cuales
se crucen las curvas se determinan el espesor, teniendo estos puntos se procede a
configurar las curvas de igual espesor o de isopacas. Pozos. (Espesores netos).
-
CALCULO DEL VOLUMEN BRUTO DE ROCA
Ao El volumen de roca se calcula como una suma de prismas sucesivos.
Ao
An Para efectuar la evaluacin del contenido de hidrocarburos en un reservorio. es necesario determinar el volumen de la roca. Aunque el reservorio tiene una forma irregular, la determinacin puede hacerse utilizando mapas isopquicos.
Los mapas isopquicos estn formados por curvas que unen puntos de igual espesor de arena.
-
METODOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN DE ROCA
Se utilizan los mtodos trapezoidal y piramidal.
Mtodo trapezoidal
Utiliza la relacin:
AV = (h/2) (An +An -1...,)
Donde:
AV = volumen parcial de roca : h = espesor entre dos planos horizontales
A = rea encerrada por la curva ispaca
n =subndice que indica valor actual
n-l= subndice qu indica valor anterior
Mtodo piramidal
h
Se efecta con la relacin = (---) (Ao+An + An-1+(raz cuadrada An x An-1)
3
El criterio para aplicar uno u otro mtodo se basa en la relacin de reas A/An.|: si este valor es inferior a 0.5 se aplica el mtodo piramidal, de otro modo se aplica el
trapezoidal.
-
METODOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN DE ROCA
-
Ejemplo El reservorio de gas condensado. Por medio de un planmetro, se determinaron las reas del mapa isopquico que fue elaborado con referencia al tope de la arena y cuyos resultados se muestran en la tabla adjunta. Las curvas del mapa corresponden a intervalos regulares de espesor de 10 metros. La constante del planmetro utilizado es de 0.00625/Km2. Calcular el volumen de la roca.
El
Lectura
Planimetro
Espesor (m) Area (Km.) Volumen (MMm3)
1490
1108
792
588
426
292
171
59
17
0
0
10
10
10
10
10
10
10
10
5
9.312
6.925
4.950
3.675
2.662
1.825
1.068
0.369
0.1062
0.00
0.0
81.185
59.375
43.125
31. 685
22. 435
14. 465
5.417
1.781
0.177
259.645
-
Solucin Los datos son las dos primeras columnas de la tabla. La columna (3) es el resultado
de multiplicar los valores de la columna (1) por la constante 0.00625. La cuarta
columna constituye los volmenes parciales comprendidos entre cada plano
isopquico y fueron calculados siguiendo l criterio indicado en el subttulo anterior;
la relacin entre reas es: 6.925/9.312=0.74, por lo tanto se aplica el mtodo
trapezoidal: AV = (10)(9.312+6.925)/2 = 81.185 Los valores siguientes fueron
calculados con el mtodo trapezoidal, a excepcin del noveno valor cuya relacin de
reas da: 0.1062/0.369=0.29, lo que permite aplicar el mtodo piramidal:
10
V = (------)(0.1062+0.369 + raz cuadrada (0.1062)(0.369) = 2.244
3 El ultimo volumen parcial que corresponde al casquete superior restante se calcula
as:
V = (5) (0.1062) /3 = 0.177
Finalmente el volumen total de roca del reservorio se obtiene sumando los
volmenes parciales, que es: 261,876 MMm3 o su equivalente 212 398,509 acre -
pie ; 1 acre 43,560 pie2 .
-
CLCULO
1490x0.00625 = 9.312
1108x0.00625 = 6.925
792x0.00625 = 4.950
6.925 / 9.312 = 0.74 Se utiliza el Mtodo Trapezoidal
V=(h/2) (An + An - 1) V = (10) (9.312 + 6.925) / 2 = 81 125
4.950 / 6.925 = 0.71 V = (10) (6.925 + 4.950) / 2 = 59 375
3.675 / 4.950 = 0.74 = (10) (4.950 + 3.675) / 2 = 43 125
2.662 / 3.675 = 0.72 = (10) (3.675 + 2.662) / 2 = 31 685
1.825 / 2.662 = 0.68 = (10) (2.662 + 1.825) / 2 = 22 435
1.068 / 1.825 = 0.58 = (10) (1.825 + 1.068) / 2 = 14 465
Se utiliza el Mtodo Piramidal
0.369 /1.068 =0.34 V = (10/3) (1.068 + 0.369) + (1.068X0.369) =5.412
0.106/0,369 =0.29 V = (10/3) (0.1062 + 0.369)+ (0.1062)(0.369) = 1.781
(5) (0.1062)/3 = 0.177
-
259 645 * 1000 = 259 645 M3
1 M3 35.33 pie3
259 645 x
-----------------------------------------------
X = 2 59 645 * 35. 314 = 9, 169, 103.530 pie3
9, 169, 103.530 pie3 = 210, 493.653 Acre - pie
43.560 pie 2
Finalmente, el volumen total de la roca del reservorio se obtiene
sumando los volmenes parciales que es: 259 645 MM m3 o su
equivalente 210, 493.653 Acre pie.
1 Acre = 43.560 ft (pie).
-
CALCULO DE VOLUMEN DEL RESERVORIO
Calcular el VR. formado por un anticlinal caracterizado por 5 lneas de
Isopacos (contorno) de 50 m. que se extiende desde una profundidad de 2566
a 2766. Cada lnea de contorno encierra un rea con las siguientes dimensiones:
500, 420, 395, 307 y 106 Acres. La distancia de la ltima lnea de control superior
hasta la cspide del anticlinal es de 35 m. Calcular por los 4 mtodos.
METODO SIMPSON
A4 106
2566 hn = 35 m.
A3 307 1 metro = 3,2808 pies
2616 h = 50 m.
50 x 3.2808 = 164. 04
A2 395 h = 50 m.
2666
A1 420
h = 50 m
2716
A0 500 ACRES
2766 h = 50 m.
( OWC)
-
Vr = h ( Ao + 4 A1 + 2 A2 + 4 A3 + 2 A4) + 1 A5 * hn
3 2
Vr = 164.04 (500 + 4(420) + 2(395) + 4(307) + 2(106) + 1 106 * 114.828
3 2
Vr = 54.68 (500 + 1680 + 790 + 1228 + 212 + 6085.884
Vr = 247, 224. 684 Acre Pie 1m. 3,2808
35 x
------------------------
x = 35 * 3.2808
x = 114.828
-
METODO DEL TRAPEZOIDE
VR = 1 (Ao + A1) h + (A1 + A2) h + ( A2 + A3) h + (A3 + A4) H + 1 A5 * h n
2 2 2 2 2
VR = 1 (500 + 420) 164.04 + (420 + 395) 164.04 + (395 + 307) 164.04 + ( 307 + 106) 164.04 + 1 106 * 114.828
2 2 2 2 2
VR = 75 458.40 + 66 846.30 + 57 578. 04 + 33 874.26 + 6 085.884
VR = 239, 842.884 Acre Pie.
VR = 1 164.04 { (Ao + 2 A1 + 2 A2 + 2 A3 + A4) } + 1 A4 hn 2 2
VR = 1 164.04 { ( 500 + (2 *420) + (2*395) + (2* 307) + (106) } + 1 106 * 114.828
2 2
VR = 1 164.04 { (500 + 840 + 790 + 614 + 106) } + 6085.884
2
VR = 1 164.04 (2850) + 6 085. 884
2
VR = (82.02 * 2850) + 6 085.884 = 239, 842. 884 Acre Pie
-
METODO PIRAMIDE TRUNCADA
VR = h { Ao + 2 A1 + 2 A2 + 2 A3 + A4 + Ao A1 + A1 A2 + A2 A3 + A3 A4 } + 1 hn A4 3 3
VR =164.04 {500 + (2 * 420) + (2 * 395) + (2 * 307) + 106 + 500 *420 + 420*395 + 395*307 + 307*106}
+ 1 (106 * 114.828)
3
VR = 54.68 { 1340 + 790 +614 + 106 + 458. 257 + 407.308 + 348.231 + 180.394} + 4057.256
VR = (54.68 * 4244.190) + 4057.256
VR = 23 072.3092 + 4057.256 = 236, 129.565 Acre Pie METODO GRAFICO
V R =A1 + A2 + A3 + A4 + A5 +A6 +A7
2566
2616 VR = (307-106) (2616-2566) +1/2( 420-307) (2666-2616)
2666 + (307-106) (2766-2616) + (395-307) (2716-2666) +1/2(420-395)
22 (2716-2666) + 1/2 (500-420) (2766-2716) + (420-307) (2766-2716)
2716 VR = 5025 + 2825 + 30150 + 4400 + 625 + 2000 + 5650
2766
VR = 50,675.00 Acre Pie
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METODO DE ISOPACAS
Para poder calcular el volumen de la roca, existen dos mtodos;
Mtodo de ISOPACAS
Mtodo de CIMAS y BASES.
El Mtodo de Isopacas; Este mtodo tiene como base la
configuracin de un mapa con curvas de igual espesor de formacin,
para cuya preparacin se tiene que disponer de un plano con la
localizacin de todos los pozos que constituye el campo en estudio.
Se anota en cada uno de ellos el espesor neto de la formacin y se
hace la configuracin por interpolacin o extrapolacin de datos
para tener curvas con valores cerrados, un plano de isopacas para un
campo hipottico que se toma como ejemplo (escala 1:50 000).
Al multiplicar este volumen neto de roca por la porosidad media de
la formacin y por la saturacin media de hidrocarburos, da
precisamente el volumen de hidrocarburos que se trata de conocer.
-
METODO DE CIMAS Y BASES
Al multiplicar este volumen neto de roca por la porosidad media de la
formacin y por la saturacin media de hidrocarburos, da precisamente
el volumen de hidrocarburos que se trata de conocer.
Si se desea calcular el volumen bruto de la roca se tomaran en
cuenta las zonas densas (lentes, cambio de facies, etc) y las
intercalaciones lutiticas, los cuales pueden ser detectados por los
registros elctricos tomados en cada uno de los pozos.
En consecuencia para calcular el espesor neto de la roca, se restan el
espesor total o bruto del yacimiento los espesores de las
intercalaciones compactas.
Como ya se vio anteriormente estas reas representan volmenes de rocas.
-
CIMAS Y BASE A partir del volumen medio de la roca total (1/2 Vb), se baja una lnea vertical hasta interceptar la curva; desde este punto, se traza otra lnea horizontal en forma tal que intercepte al eje de coordenadas. El valor sobre las ordenadas dar la profundidad del plano de referencia.
Del ejemplo anterior, se puede determinar que la profundidad del plano de referencia es de:
D = 2529 m.n.b.p. metros, nivel, bajo, de profundidad
Antes de continuar es conveniente puntualizar algunos aspectos relacionados con la base de la formacin del yacimiento.
No siempre es conocida la base de una formacin productora. En una estructura acumuladora de hidrocarburos de tipo cerrada, la base puede ser perfectamente diferenciada a partir de los registros geofsicos tomado en cada uno de los pozos
perforados durante el desarrollo del campo, cuando se pasa de una formacin a otra.
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-
CIMAS Y BASE
cuando se pasa de una formacin porosa permeable
(arena, calizas) a otra impermeable o densa (lutitas,
arenas lenticulares, calizas densas. etc.). Sin embargo,
en estructuras acumuladoras de hidrocarburos
asociados con un acufero o agua de fondo, la base o
limite del yacimiento ser el agua de fondo o el
contacto agua-hidrocarburo.
A continuacin se presentan algunos casos relacionados con
lo indicado anteriormente:
CASO I.-(Existencia de un contacto AGUA HIDROCARBUROS)
CASO II.- (Existencia de BASES)
CASOIII.-(Existencia de BASE y un contacto AGUA HIDROCARBURO)
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PLANO DE REFERENCIA Con este mtodo, podemos obtener un plano de referencia tal que
divida al volumen de roca almacenante de hidrocarburos en dos partes
iguales.
El fin que se persigue es el poder referir cualquier parmetro a este
plano, siendo este uno de los tantos mtodos que existen para definir
un plano de referencia. La secuencia a seguir es bastante sencilla,
(profundidad vs. rea real), se construye una tabla (tabla 3-IV);
colocando en la columna (1) la lectura del planimetro, los valores de
la profundidad o espesor en la columna (2); los valores
correspondientes de las reas comprendidas entre la curva de
cimas, y la curva de bases en la columna (3); en la columna (4)
el volumen calculado.
-
CALCULO VOLUMETRICO DE HIDROCARBUROS A
CONDICIONES DE RESERVORIO
El mtodo volumtrico, consiste en una ecuacin que nos permitir
por medio de algunos parmetros caractersticos del yacimiento
predecir un estimado del contenido de hidrocarburos en una roca
yacimiento especfica. El mtodo volumtrico, es usado
esencialmente para conocer la cantidad de hidrocarburo original en
sitio, ya sea petrleo, gas, condensado, entre otros.
Basado en los parmetros indispensables para el clculo volumtrico,
se puede deducir la ecuacin general para determinar el volumen de
hidrocarburo en un yacimiento:
N=A x h x x Sh
-
N=A x h x x Sh
Donde: N = Cantidad de hidrocarburo contenido en el
yacimiento a condiciones de reservorio.
A = Extensin, rea del yacimiento de
hidrocarburos.
h = Espesor de la roca del yacimiento ( porosa ).
(fi) = Porosidad del yacimiento.
Sh = Saturacin de hidrocarburos.
Generalmente la saturacin de hidrocarburo, se representa
en funcin de la saturacin de agua para un sistema
yacimiento agua - hidrocarburo. Donde los poros estarn
saturados con una fraccin de agua y de hidrocarburo, es
por ello que: Sh= 1- Sw.
-
El rea del yacimiento, es medida en acres y el espesor en
pies, dicha unidad se debe calcular en barriles, por
medio de factores de conversin, se llega a:
43560 ft2 / 1 acre y 5.615 ft3 / 1 bbl
Dividiendo ambos factores se obtienen:
7758 bbl / 1 acre pie
y este ser el factor a multiplicar en la ecuacin 1, para un
yacimiento de petrleo, usando unidades de campo
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RESERVAS
Concepto y Clasificacin de reservas
Conceptos de reserva.
Se entiende por reservas de petrleo y gas de un yacimiento al volumen de hidrocarburos que ser posible
extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su
vida til.
Para determinarlas lo primero que se debe saber es, cuanto
petrleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce
como el petrleo original en situ .
MILLONES DE PIES CUBICOS MMPC
BILLONES DE PIES CUBICOS MMMPC
TRILLONES DE PIES CUBICOS MMMMPC
MILES DE MILLONES DE PIES CUBICOS MMMPC
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EL CALCULO OBLIGA AL CONOCIMIENTO DE: El volumen de roca productora:
La porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible; La saturacin de agua de estos espacios, porcentaje de poros ocupados por el agua;
La profundidad, presin y temperatura de las capas productivas.
Toda esta informacin se obtiene slo luego de perforar uno o ms pozos que delimiten el yacimiento, lo que permite adems tomar los registros y las muestras necesarias.
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DEFINICION DE RESERVAS PETROLERAS
Las reservas son cantidades de petrleo que se considera pueden ser recuperados
comercialmente a partir de acumulaciones
conocidas a una fecha futura. TIPOS DE RESERVAS
a.- Reservas probadas
b.- Reservas no probadas c.- Reservas Probables
d.- Reservas Posibles
e.- Categoras de Reservas por Status
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CLASIFICACION DE RESERVAS
La terminologa usada para la clasificacin del petrleo y
las diferentes categoras de reservas has sido motivo de
muchos estudios y discusiones por muchos aos. Los
intentos por estandarizar la terminologa de reservas
comenzaron por 1935 cuando el API (American
Petroleum Institute) consider la clasificacin y
definicin de varias categoras de reservas. Desde
entonces, la evolucin de la tecnologa ha
proporcionado mtodos de ingeniera.
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RESERVAS PROBADAS
Las reservas probadas son las cantidades de petrleo que, por anlisis de datos de ingenieria geologica, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que sern recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones econmicas, mtodos de operacin y regulaciones. Las reservas probadas pueden ser sub-divididas en desarrolladas y no desarrolladas.
El rea de un reservorio considerado con reservas probadas incluye:
(1) El rea delimitada por la perforacin y definida por los contactos de fluidos.
(2) El rea no perforada del reservorio, que puede razonablemente ser considerada como productiva comercialmente sobre la base de datos disponibles de geologa .
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RESERVAS NO PROBADAS
Las reservas no probadas estn basadas en datos de geologa, similares a los usados en el estimado de las reservas probadas; pero incertidumbre tcnicas, contractuales, econmicas o de regulacin hacen que estas reservas no sean clasificadas como probadas. Las reservas no probadas pueden ser sub- clasificadas como probables y posibles.
Las reservas no probadas pueden ser estimadas asumiendo condiciones econmicas futuras diferentes a las vigentes a la fecha del estimado.
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RESERVAS PROBABLES
Las reservas probables son las reservas no probadas que el anlisis de datos de geologa, sugieren que son menos ciertas que las
probadas. En este contexto, cuando se usen mtodos
probabilsticos, debe existir al menos una probabilidad de 50 % de
que la cantidad a ser recuperada ser igual o exceder a la suma del
estimado de reservas probadas mas las probables.
RESERVAS POSIBLES
Las reservas posibles son las reservas no probadas que el anlisis de los datos de geologa, sugieren que son menos ciertas a ser
recuperadas que las reservas probables. En este contexto,
cuando se utilicen mtodos probabilsticos, debe existir al menos
una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser recuperadas.
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CATEGORIA DE RESERVAS POR STATUS
Las reservas desarrolladas pueden ser sub-categorizadas como en produccin y en no-produccin. Las categoras de reservas por status, define a los pozos y reservorios por su status de produccin y desarrollo. Desarrolladas: Las reservas desarrolladas se espera sean recuperadas de pozos existentes incluyendo reservas detrs del casing (behind pipe). Carcasa detrs de la tuberia. Las reservas por recuperacin mejorada son consideradas desarrolladas solo despus que el equipo necesario ha sido instalado o cuando los costos por hacer son relativamente menores.
PETROLEO.- Para el propsito de estas definiciones, el trmino petrleo se refiere a lquidos y gases que predominantemente estn compuestos de hidrocarburos. El petrleo tambin puede contener componentes no hidrocarburos en la cual los tomos de azufre, oxgeno y/o nitrgeno estn combinados con carbono e hidrgeno. Ejemplos comunes de no-hidrocarburos encontrados en el petrleo son nitrgeno, dixido de carbono y sulfuro de hidrgeno.
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Estudio de geometra de una trampa y clculo
de volumen de roca para mtodo volumtrico
1.- Estudio estructural de la geometra de la
trampa
Las trampas son sitios del subsuelo donde existen
condiciones adecuadas para que se acumulen los
hidrocarburos, stas se caracterizan por la presencia
de rocas porosas y permeables conocidas como rocas
reservorios o yacimiento, donde se acumulan o
almacenan los hidrocarburos bordeados de capas de
rocas impermeables o rocas sello que impiden su
migracin.
-
Existen distintos tipos de trampas, y el tipo de
stas principalmente se dividen en
estratigrficas y estructurales. El suceso
geolgico que gener la trampa marcar el
indicio de la geometra de la misma.
La geometra de la trampa, se puede
determinar en primera instancia a travs de la
ssmica, y luego a travs de la perforacin de
pozos, se podr dar indicios de la forma del
tope y de la base de la arena, y por medio de
correlaciones estratigrficas afianzar la data
obtenida en primera instancia.
-
Trampas Estructurales
-
Trampas Estratigrficas
Son aquellas originadas por cambios laterales y verticales
en la porosidad de la roca.
-
Trampas Mixtas
Son aquellas originadas por una combinacin de pliegues y/o fallas con cambios de porosidad de las rocas.
-
Generalmente las trampas se deben a pliegues (anticlinales, sinclinales,
fallas, acuamientos, etc.; siendo ste parmetro de vital importancia para
el estudio del volumen de roca contenedora.
-
Conocida la geometra de la trampa, se podr
proceder al estudio de los lmites del
yacimiento y las reas que encierran dicho
yacimiento , las reas estarn marcadas por el
rea que encierra cada traza o plano horizontal
que se marcar a distintas profundidades del
yacimiento y la data ser suministrada por
pozos perforados en la regin y posterior
desarrollo de mapas estructurales e ispacos
del yacimiento.
-
rea. Mapas Isopacos
Este mtodo tiene como base la configuracin de un mapa con curvas de igual espesor de la formacin geolgica, para el cual se tiene que disponer de un plano con la localizacin de todos los pozos que constituye el campo en estudio. Se anota en cada uno de ellos el espesor neto y se traza la configuracin por interpolacin o extrapolacin de datos para tener curvas con valores cerrados. Consiste en una serie de curvas por puntos de igual espesor de la arena de estudio.
que consiste en una serie de curvas trazadas por puntos de igual espesor de la arena en estudio.
-
stos pueden ser de espesor total, de arena bruta y de arena neta de hidrocarburo, y poseen como finalidad dar un indicio del espesor de las capas. Los mapas isopacos son de gran ayuda para el clculo de volumen de roca a travs del mtodo grfico, el cual ser tratado en temas posteriores. Una vez plasmada las curvas del mapa ispaco, se podr calcular por medio de tcnicas matemticas o por medio de un instrumento llamado: planmetro, el rea encerrada por cada curva o extensin de la arena contenedora.
-
Datos para disear Mapas Estructurales
Otra herramienta de vital importancia para la
caracterizacin de yacimientos, es la petrofsica,
la cual por medio de registros elctricos nos
suministra los datos que nos explica las
condiciones del yacimiento en estudio. Para el
clculo volumtrico, los perfiles elctricos nos
arrojan datos como los espesores de las arenas
contenedoras, y por medio de correlaciones, nos
permite observar como varan stos espesores a
lo largo del yacimiento a travs de pozos
perforados y donde se tiene sealado el corrido
de un registro.
-
Clculo del volumen de roca
Conocidos los parmetros de importancia para calcular volmenes, se proceder a calcular stos por medio de distintos mtodos, los cuales sern de alguna manera la base para la aplicacin del mtodo volumtrico. Una vez estudiado, el rea del yacimiento y la variacin de los espesores de la arena contenedora, se pueden aplicar dos mtodos bsicos para calcular el volumen, estos mtodos son:
-Mtodo trapezoidal.
- Mtodo piramidal.
-
Mtodo trapezoidal
Consiste en dividir el yacimiento en capas horizontales y
cada capa corresponde al volumen de un trapezoide, ste
volumen en pocas palabras, es un promedio de dos reas
multiplicado por una altura.
Las reas, son las calculadas para cada curva estructural y la
altura, es el espesor entre esas dos curvas estructurales a
distinta profundidad o simplemente la diferencia de
profundidades.
-
La formula matemtica a usar para ste mtodo es: Si utilizamos el mtodo trapezoidal, el volumen del trapezoide est dado por:
Vb = h (A + An + 1)
2
Para una serie de trapezoides sucesivos tendremos:
Vb = 1 h (Ao + 2 A1 +2A2 +2A 3 . + 2 An-1 + An) + 1 Am * hm 2 2
donde;
Vb = Volumen del reservorio ( acre ft)
A0 = rea encerrada por la lnea ispaca nula (Acre)
An = rea encerrada por una lnea ispaca superior (Acre)
A1 A2 -------- An-1 reas entre las lneas de contorno
h = Intervalo entre dos lneas ispacas (ft)
Ecuacin (1).
-
CLCULO DE VOLUMEN DE ROCA RESERVORIO
BULK VOLUME (volumen de la masa)
vovovvo
MTODO PIRAMIDAL
Entre las ecuaciones ms utilizadas para determinar el volumen
aproximado de una zona productora a partir de lecturas de planmetro
est el mtodo piramidal:
Vb = h (An + An-1 + Raiz cuadrada de An + 1)
3
donde;
Vb = Volumen del reservorio ( acre ft)
An = rea encerrada por la lnea ispaca inferior (Acre)
An+1 = rea encerrada por la lnea ispaca superior (Acre)
h = Intervalo entre dos lneas ispacas (ft)
El volumen total ser igual a la suma de los volmenes entre todas
las lneas ispacas del reservorio.
V1=A1 h1 V1=A1 h1 A1 h1
V1=A1 h1
V1=A1 V1=A1 h1
V1=A1 h1 V1=A1 h1
-
Volumen del Yacimiento
Autor: W. Gonzales M.
AA
328
532
464
396
V1
V2
V3
Vn
A1
A2
1
h2
V1=A1 h1
V2=A2 h2 ...
...
Vn=An hn
n
i
inR VVVVVV1
321 ...
Mapa Ispaco
-
Estimar el volumen del reservorio, por el mtodo del trapezoide.
DATOS:
AREA ft2 PROFUNDIDAD
VR = h (Ao +2A1+2A2 + 2A3 + --- 2An-1 +An) +1/2 Am*hm 600 4213
532 4183
46 4153 VR = 30 (532 + 2*464 + 2*396 + 328) + 15 * 328
396 4123
328 4093 VR = 41160 ft3 7330.36 bbl
Existe 43560 ft2 1 acre
5.615 ft3 = 1 bbl
-
Mapa Estructural.
El otro tipo de mapa que se realiza es el estructural, el
cual se trata de lneas unidas por puntos de igual
profundidad, y nos dan indicios de la forma de la
estructura del yacimiento.
Los mapas estructurales se miden desde el tope o de la
base de la arena que contiene hidrocarburos, disea
principalmente la forma geomtrica de la masa de roca;
que en alguna zona de su amplia estructura es posible
que contenga hidrocarburos
-
ESTIMACIN DE
RESERVAS
DE HIDROCARBUROS
-
CAMPO PETROLERO.-
AREA GEOGRFICA DETERMINADA CONTIENE ESTRUCTURAS SEDIMENTARIAS AFINES
YACIMIENTOS PETROLFEROS. YACIMIENTO CAMPO
YACIMIENTO.-
ES UNA PORCIN DE ROCA, POROSA, PERMEABLE QUE
CONTIENE HIDROCARBUROS
Y SE COMPORTA COMO UNA
UNIDAD GEOLGICA
HIDRAULICA
YACIMIENTO - CAMPO
-
PROPIEDADES PARA DIFERENTES TIPOS DE
YACIMIENTOS
PARMETRO UNIDA
DES
GAS
SECO
GAS
CONDENSADO
PETRLE
O
VOLATIL
PETRLE
O
NEGRO
RGL PC/BL >100.000 5000 a
100.000
2000 -5000 < 2000
GRAVEDAD API -- 40 -60 >40 - 2.0 >1.5 90%
C 5< 1%
C1 C> 60 %
C 7< 12 %
C 1 12 %
C 1< 50 %
C 7>40 %
COLOR
LQUIDO
-- INCOLORO
AMARILLO
AMARILL
O
OSCURO
NEGRO
VERDE
OSCURO
-
CLASIFICACIN DE LOS CRUDOS
-
DEFINICIN DE PETROLEO Y BITUMEN
UNITAR WPC SPE
FUENTE
-
CARACTERSTICAS DEL GAS NATURAL
FUENTE DE ENERGA FOSIL QUE TIENE EL MAYOR AVANCE ENTRE
LAS DIFERENTES ENERGAS
ES LA SEGUNDA FUENTE DE ENERGA DESPUES DEL PETRLEO
ES CONSIDERADO EL COMBUSTIBLE FOSIL DEL SIGLO XXI EL
PETRLEO FUE DEL SIGLO XX
ES EL COMBUSTIBLE MS ATRACTIVO GRACIAS A LAS VENTAJAS
ECONMICAS Y ECOLGICAS
ES EL COMBUSTIBLE MAS LIMPIO NO EMITE GASES
CONTAMINANTES AL MEDIO AMBIENTE
-
EL GAS NATURAL
EL GAS NATURAL ES UNA MEZCLA DE HIDROCARBUROS QUE SE
ENCUENTRAN EN LOS YACIMIENTOS, BIEN SEA DISUELTO EN EL
PETRLEO (GAS EN SOLUCIN) O FORMANDO UNA FASE GASEOSA
A CONDICIONES ATMOSFRICAS DE PRESIN Y TEMPERATURA
PERMANECEN EN ESTADO GASEOSO
ES EL COMBUSTIBLE QUE MENOS CONTAMINA EL AMBIENTE DEBIDO
A QUE EN SU COMBUSTIN NO EMITE GASES TOXICOS SENISAS Y
RESIDUOS COMO DIOXIDO DE CARBONO, DIOXIDO DE SULFURO
COMBUSTIBLE LIMPIO
-
H
IPO
TE
TIC
OS
E
SP
EC
ULA
TIV
OS
DESCUBIERTOS - RESERVAS NO DESCUBIERTOS
PROBADAS
PROBABLES
POSIBLES
PRO DUCCION ACUMULADA
RECURSOS DE HIDROCARBURIFEROS