Evaluación de La Factibilidad de Implementación de Un Sistema de Gas Lift Como Método de Producción para Los Pozos de Gas Contemplados Dentro Del Proyecto Güere Del Distrito Producción Gas San Tomé

 

UNIVERSIDAD DE ORIENTE CONSEJO DE ESTUDIOS DE POSTGRADO NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESPECIALIZACIÓN EN INGENIERÍA DE GAS

EVALUACIÓN DE LA FACTIBILIDAD FACTIBILIDAD DE IMPLEMENTACIÓN IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE GAS LIFT COMO MÉTODO DE PRODUCCIÓN PARA LOS POZOS DE GAS CONTEMPLADOS DENTRO DEL PROYECTO GÜERE DEL DISTRITO PRODUCCIÓN GAS SAN TOMÉ REALIZADO POR:

ING. ENRIQUE VALENTÍN CASTAÑEDA LÓPEZ Trabajo especial de grado presentado como requisito para optar al título de:

ESPECIALISTA EN INGENIERÍA DE GAS Barcelona, Julio de 2016

 

UNIVERSIDAD DE ORIENTE CONSEJO DE ESTUDIOS DE POSTGRADO NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESPECIALIZACIÓN EN INGENIERÍA DE GAS

EVALUACIÓN DE LA FACTIBILIDAD FACTIBILIDAD DE IMPLEMENTACIÓN IMPLEMENTACIÓN DE UN SISTEMA DE GAS LIFT COMO MÉTODO DE PRODUCCIÓN PARA LOS POZOS DE GAS CONTEMPLADOS DENTRO DEL PROYECTO GÜERE DEL DISTRITO PRODUCCIÓN GAS SAN TOMÉ JURADO CALIFICADOR:  _________________________ Prof. José Rondón, M. Sc.  Asesor Académico  _________________________  _____________________ ____

________________________ _________________________ _

Prof. Johnny Martínez, D. Sc.

Prof. Isvelia Avendaño, M. Sc.

Jurado Principal

Jurado Principal Barcelona, Julio de 2016

 

 

RESOLUCIÓN

DE ACUERDO AL ARTÍCULO 41 DEL REGLAMENTO DE TRABAJOS DE GRADO: “LOS TRABAJOS ESPECIALES DE GRADO SON DE EXCLUSIVA PROPIEDAD DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE Y SÓLO PODRÁN SER SER UTILIZADOS PARA OTROS FINES CON EL CONSENTIMIENTO DEL CONSEJO DE NÚCLEO RESPECTIVO, QUIÉN DEBERÁ PARTICIPARLO PREVIAMENTE

AL

CONSEJO

UNIVERSITARIO,

 AUTORIZACIÓN””   AUTORIZACIÓN

iii

PARA

SU

 

 

DEDICATORIA

 A DIOS TODOPODEROSO, por siempre iluminar il uminar el camino que debo seguir, a Él debo todo lo que tengo, todo lo que soy y todo lo que lograré.  A MI MADRE IRAIDA LÓPEZ, por estar conmigo en todo momento, por sus consejos, sus valores, por la motivación constante que me ha permitido ser una persona de bien, pero más que nada, por su amor.  A MI PADRE CARLOS CASTAÑEDA,

por su ejemplo de

perseverancia y constancia, por enseñarme que con disciplina y responsabilidad puedo alcanzar todo lo que me proponga.  A MIS ABUELAS ZOILA Y MERCEDES, por ser de inspiración, por amarme y apoyarme siempre. Enrique Valentín Castañeda López

iv

 

 

AGRADECIMIENTOS

 Ahora que he concluido esta etapa de mi vida, quiero brindar mi agradecimiento a todas aquellas personas que con sus conocimientos, aportes e ideas me permitieron alcanzarla. Primeramente a Dios, por haberme permitido llegar hasta aquí, por darme salud para lograr mis objetivos, por su infinita bondad y amor; gracias por la sabiduría, por la inteligencia; gracias porque en todo momento has sido y serás mi fuente de esperanza, fe y energía para luchar y alcanzar todas las metas trazadas.  A mis padres, Iraida y Carlos, por su amor, compresión y apoyo en todos los momentos de mi vida.  A toda mi familia, por su confianza y cariño; sus bendiciones siempre me acompañan.  A PDVSA gas, por la oportunidad de realizar ésta especialización contribuyendo a mi crecimiento profesional.  A la UNIVERSIDAD DE ORIENTE, por nuevamente permitirme formarme en sus aulas.  Al profesor José Rondón, mi asesor académico, por su colaboración, orientación y constancia durante el desarrollo de éste trabajo; y sobre todo por ser un ejemplo de lucha y éxito. v

 

 

 A la profesora Anabelis Rodríguez, Coordinadora del Postgrado, por su gran apoyo y motivación para la culminación de nuestros estudios profesionales.  A todos los lo s profesores d de e la Espe Especialización cialización en Ingeniería de Gas, po porr su tiempo compartido y por impulsar el desarrollo de nuestra formación profesional.  A los ingenieros Jonathan Mejías, Eduardo Cáceres y Luis Villalobos y la Geólogo Omarys Bastardo por su valiosa contribución en el desarrollo de éste trabajo.  A todos mis compañeros de clases, en especial a Juan Alarcón y Jackson Salcedo, por compartir sus conocimientos y permitir la formación de un excelente equipo.  A todos mis amigos, que de una u otra forma han servido de motivación en el cumplimiento de mis metas, mil gracias a todos por su grandiosa e invaluable colaboración. Enrique Valentín Castañeda López

vi

 

 

ÍNDICE GENERAL

RESOLUCIÓN ........................ ................................................... .................................................... ............................................. ....................iii   DEDICATORIA ....................... .................................................. .................................................... ............................................. ....................iv   AGRADECIMIENTOS ................................................ ........................................................................... ..................................... .......... v  ÍNDICE GENERAL ...................... ................................................. ...................................................... ........................................ ............. vii  LISTA DE FIGURAS ...................................... ............................................................... ................................................. ........................xi  LISTA DE TABLAS ................................................ ........................................................................... ....................................... ............ xiv  NOMENCLATURA ...................... ................................................. ...................................................... ........................................ .............xv  RESUMEN ...................... ................................................ .................................................... .................................................... ..........................xvi  INTRODUCCIÓN ........................ ................................................... ...................................................... ...................................... ........... xvii  CAPÍTULO I ................................. .......................................................... .................................................... ........................................ ............. 19   EL PROBLEMA .. ........................... .................................................... ..................................................... ....................................... ............. 19  1.1 Planteamiento del problema .................... ............................................. ........................................... .................. 19  1.2 Distrito producción gas san tomé......................... .................................................... ............................... .... 20  1.2.1 Geología del área ........... ...................................... .................................................... .................................. ......... 22  1.2.2 Estratigrafía del área ...................................................... ................................................................... ............. 23  1.3 Objetivos ........... ..................................... ................................................... ................................................... ............................... ..... 26  1.3.1 Objetivo ge general neral ............................................ ...................................................................... .............................. .... 26  1.3.2 Objetivos específicos ....................... ................................................. ............................................ .................. 27  1.4 Delimitación del estudio ...................... ................................................ ................................................ ...................... 27  1.5 Alcance ......................... .................................................... .................................................... ........................................... .................. 28   CAPÍTULO II ............................... .......................................................... ..................................................... ....................................... ............. 29   MARCO TEÓRICO .................................................... ............................................................................... ................................... ........ 29   2.1 Antecedentes ................ ........................................... ..................................................... ........................................... ................. 29   2.2 Bases teóricas ............................ ..................................................... .................................................... ............................... .... 30  2.2.1 Actualización y caracterización de d e yacimientos ya cimientos ....................... ........................... .... 33  vii

 

 

2.2.2 Clasificación de los yacimientos de hidrocarburos ...................... 37  2.2.3 Mecanismos de producción .................................... ......................................................... ..................... 40  2.2.4 Reservas de llos os yacimientos ............ ...................................... ........................................... ................. 42  2.2.5 El sistema d de ep producción................................... roducción............................................................ ........................... 44  2.2.6 Recorrido Recorrid o de llos os fluidos en el sistema de producción .................. 45  2.2.7 Capacidad de producción del sistema ....................... ......................................... .................. 47  2.2.8 Métodos de produ producción cción ............................ ...................................................... ................................... ......... 49  2.2.9 Levantamiento Le vantamiento artificial por gas (LAG) (LAG)....................... ......................................... .................. 51  2.2.10 Evaluación Evalu ación económica de proye proyectos ctos ........... ..................................... .............................. .... 58  2.2.11 Oil field manager ((OFM OFM .......................... .................................................... ................................... ......... 60  2.2.12 Pipesim .... ............................. ................................................... ..................................................... ............................... .... 61  2.2.13 Sistema de evaluaciones económicas (SEE plus) ..................... 63  CAPÍTULO III .............................. ......................................................... ..................................................... ....................................... ............. 65   MARCO METODOLÓGICO ...................... ................................................ .................................................... .......................... 65  3.1 Tipo de investigación .................. ............................................ .................................................... .............................. .... 65  3.2 Diseño de la investigación .................. ............................................ ................................................ ...................... 65  3.3 Población y muestra ................... ............................................. .................................................... .............................. .... 66  3.4 Procedimiento metodológico........................ .................................................. ....................................... ............. 66  3.4.1 Recopilación de los datos de los yacimientos, pozos, líneas de flujo e instalaciones de superficie ...................... ................................................. ................................... ........ 66  3.4.2 Descripción del yacimiento S1,2 (GUE-9) considerando su histórico de d e producción y presiones ...................... ................................................. ............................... .... 67  3.4.3 Especificación en forma comparativa del comportamiento de flujo de fluidos de los pozos, utilizando flujo natural y gas lift como método de producción ...................... ................................................. .................................................... ........................................... .................. 68  3.4.4 Selección del método de producción óptimo para los pozos de gas del proyecto güere ........................ ................................................. .................................................... ............................... .... 76 

viii

 

 

3.4.5 Estimación de la factibilidad económica del uso de un sistema de gas lift como método de producción para los pozos de gas contemplados dentro d entro del Proyecto Güer Güere e .............. ........................................ .............................. .... 77  CAPÍTULO IV ..... .............................. .................................................... ..................................................... ....................................... ............. 78   ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DISCUSIÓN DE RESULTADOS ...................................... .............................................. ........ 78  4.1 Recopilación de los datos de los yacimientos, pozos, líneas de flujo e instalaciones de superficie ........................ .................................................. ................................................ ...................... 78  4.1.1 Datos de yacimientos y pozos ...................... ................................................. ............................... .... 78  4.1.2 Datos d de e Infraestructura ............... ........................................ ............................................... ...................... 80  4.1.3 Descripción de procesos – procesos – e  estación stación de flujo güere (EFG) ........... 83  4.1.4 Descripción de procesos - planta compresora güere (PCG) ....... 85  4.2 Descripción del yacimiento S1,2 (GUE-9) considerando su histórico de producción y presiones .... ............................. ................................................... ................................................ ...................... 95  4.3 Especificación en forma comparativa del comportamiento de flujo de fluidos de los pozos, utilizando flujo natural y gas lift como método de producción ...................... ................................................. .................................................... ............................................. .................... 102  4.3.1 Pozo GUE-7 ..................................... .............................................................. ......................................... ................ 103  4.3.2 Pozo GUE-55 .................................................................. ............................................................................ .......... 107  4.3.3 Pozo GUE-65 .................................................................. ............................................................................ .......... 112  4.3.4 Pozo GUE-70 .................................................................. ............................................................................ .......... 116  4.4 Selección del método de producción óptimo para los pozos de gas del proyecto güere ............ ...................................... ................................................... .................................................. ......................... 121  4.5 Estimación de la factibilidad económica del uso de un sistema de gas lift como método de producción para los pozos de gas contemplados dentro del proyecto güere del distrito producción pr oducción gas san tomé ............. 123  CAPÍTULO V .. ........................... .................................................... .................................................... ......................................... ................ 128  CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..... .............................. ......................................... ................ 128  5.1 Conclusiones ....................................... ................................................................. ............................................. ................... 128  5.2 Recomendaciones .............................. ........................................................ .............................................. .................... 129  ix

 

 

BIBLIOGRAFIA ....................... .................................................. .................................................... ......................................... ................ 130  METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO ........ 133 

x

 

 

LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1. Ubicación de las áreas asignadas a PDVSA GAS San Tomé .... 21  Figura 1.2. Ubicación geográfica del Campo Güere ........................ ..................................... ............. 22  Figura 1.3. Sección esquemática d de e la Cuenca Oriental ................. .............................. ............. 23  Figura 1.4. Columna estratigráfica del Área Mayor de Oficina ...................... 26  Figura 2.1. Diagrama de fases para los diferentes tipos de yacimientos [3] . 38  Figura 3.1. Esquema de flujo de fluidos en simulador Pip Pipesim esim ..................... 70  Figura 3.2. Datos de fluidos requeridos por el simulador si mulador Pipesim ............ ................ .... 70  Figura 3.3. Selección de corr correlaciones elaciones en el simulador Pipe Pipesim sim .................. 71  Figura 3.4. Módulo de análisis nodal en el simulador Pipesim...................... 72  Figura 3.5. Gráfico resultante de la simulación en Pipesim – Pipesim  –  Flujo Natur Natural al .. 72  Figura 3.6. Datos requeridos r equeridos por Pipesim para el diseño de g gas as lift ............. 73  Figura 3.7. Datos requeridos r equeridos por Pipesim para el diseño de g gas as lift ............. 74  Figura 3.8. Número de VGL obtenidas del simulador Pipesim...................... 74  Figura 3.9. VGL instaladas en el pozo simulado en Pipesim ............ ........................ ............ 75  Figura 3.10. Gráfico resultante de la simulación en Pipesim – Pipesim  –  LAG ............. 76  Figura 4.1. Histórico de producción - Campo Güere ..................................... ..................................... 79  Figura 4.2. Esquema de la infraestructura - Bloque Güere ....................... ........................... .... 81  Figura 4.3. Mapa del yacimiento S1,2 (GUE-9) ............................................ ............................................ 96  Figura 4.4. 4 .4. Registro eléctrico del pozo GUE-27 ...................... ............................................ ...................... 97  Figura 4.5. 4 .5. Registro eléctrico del pozo GUE-14 ...................... ............................................ ...................... 98  Figura 4.6. 4 .6. Registro eléctrico del pozo GUE-9 .............................................. .............................................. 98  Figura 4.7. Histórico de pro producción ducción del yacimiento S1,2 (GUE-9) ................ 99  Figura 4.8. Histórico de pre presiones siones del yacimiento S1,2 (GUE-9) ................ 102  Figura 4.9. Histórico de producción, pozo GUE-7, yac. S1,2 (GUE-9) ........ 103  Figura 4.10. Tasa actual de gas del d el pozo GUE-7, yyac. ac. S1,2 (GUE-9) ........ 104  xi

 

 

Figura 4.11. Tasa actual de petróleo del po pozo zo GUE-7, yac. S1,2 (GUE-9) . 105  Figura 4.12. Diseño de LAG para el p pozo ozo GUE-7 ....................... ....................................... ................ 106  Figura 4.13. Tasa estimada de gas por análisis nodal al pozo GUE-7, produciendo con equipo de L LAG AG el yac. S1,2 (GUE-9) ........................ ............................... ....... 106  Figura 4.14. Tasa estimada de petróleo por análisis nodal al pozo GUE-7, produciendo con equipo de LAG el yac. S1,2 (GUE-9) ........................ ............................... ....... 107  Figura 4.15. Histórico de producción, pozo GUE-55, yac. S1,2 (GUE(GUE-9) 9) .... 108  Figura 4.16. Tasa actual de gas del p pozo ozo GUE-55, yac. yac . S1,2 (GUE-9) ...... 109  Figura 4.17. Tasa actual de petróleo del pozo p ozo GUE-55, yac. S1,2 (GUE-9) 110  Figura 4.18. Diseño de LAG para el p pozo ozo GUE-55 .......................... ..................................... ........... 110  Figura 4.19. Tasa de gas estimada por análisis nodal al pozo GUE-55, produciendo con equipo de L LAG AG el yac. S1,2 (GUE-9) ........................ ............................... ....... 111  Figura 4.20. Tasa estimada de petróleo por análisis nodal al pozo GUE-55, produciendo con equipo de L LAG AG el yac. S1,2 (GUE-9) ........................ ............................... ....... 112  Figura 4.21. Histórico de producción, pozo GUE-65, yac. S1,2 (GUE(GUE-9) 9) .... 113  Figura 4.22. Tasa actual de gas del d el pozo GUE-65, yac. S1,2 (GUE-9) ...... 114  Figura 4.23. Tasa actual de petróleo del pozo p ozo GUE-65, yac. S1,2 (GUE-9) 114  Figura 4.24. Diseño de LAG para el p pozo ozo GUE-65 .......................... ..................................... ........... 115  Figura 4.25. Tasa estimada de gas por Análisis Nodal al Pozo GUE-65, produciendo con equipo de L LAG AG el yac. S1,2 (GUE-9) ........................ ............................... ....... 115  Figura 4.26. Tasa estimada de petróleo por análisis nodal al pozo GUE-65, produciendo con equipo de L LAG AG el yac. S1,2 (GUE-9) ........................ ............................... ....... 116  Figura 4.27. Histórico de d e Producción, pozo GUEGUE-70, 70, yac. S1,2 (GUE(GUE-9) 9) ... ... 117  Figura 4.28. Tasa actual de gas del d el pozo GUE-70, yac. S1,2 (GUE-9) ...... 118  Figura 4.29. Tasa de petróleo actual del pozo po zo GUE-70, yac. S1,2 (GUE-9) 118  Figura 4.30. Diseño de LAG para el p pozo ozo GUE-70 .......................... ..................................... ........... 119  Figura 4.31. Tasa estimada de gas por Análisis Nodal al Pozo GUE-70, produciendo con equipo de L LAG AG el yac. S1,2 (GUE-9)............................... ............................... 119  xii

 

 

Figura 4.32. Tasa estimada de petróleo por Análisis Nodal al Pozo GUE-70, produciendo con equipo de L LAG AG el yac. S1,2 (GUE-9) ........................ ............................... ....... 120  Figura 4.33. Diagrama de araña obtenido en la evaluación económica ..... 126 

xiii

 

 

LISTA DE TABLAS

Tabla 2.1. Clasificación del petróleo negro ........................ ................................................... ........................... 39  Tabla 3.1. Datos Dato s de tuberías y líneas de producción ....................... .................................... ............. 69  Tabla 4.1. Pruebas iniciales en la zona de gas ........................................... ........................................... 100  Tabla 4.2. Pruebas iniciales en la zona de petróleo ......................... .................................... ........... 101  Tabla 4.3. Comparación de volúmenes de producción obtenidos para los pozos activos del yacimiento S1,2 produciendo por flujo natural y gas lift .. 120  Tabla 4.4. Pruebas de producción pozos candidatos a reactivación, yacimiento S1,2 (GUE-9) .................................................... ............................................................................ ........................ 122  Tabla 4.5. Resultados análisis nodal de pozos candidatos a reactivación, yacimiento S1,2 (GUE-9) .................................................... ............................................................................ ........................ 122  Tabla 4.6. Produ Producción cción esp esperada erada ............... ......................................... .................................................. ........................ 124  Tabla 4.7. Indicadores económicos ............................................................ ............................................................ 125 

xiv

 

 

NOMENCLATURA

BPD BS/$ CAPO CGP EFG EI FIG GOES K LAG MMBN MMPCED MMMPCE OFM PCG PDO PDVSA PLIN POES PSEP PSI PTG PWS SEEPLUS TIR VPN

Barriles por día Bolívares por dólar Contacto Agua – Agua – Petróleo  Petróleo Original Contacto Gas – Gas – Petróleo  Petróleo Estación de Flujo Güere Eficiencia de la Inversión Figura Gas Original En Sitio Permeabilidad Levantamiento Artificial por Gas Millones de Barriles Normales Millones de Pies Cúbicos Estándar Diarios Miles de Millones de Pies Cúbicos Estándar Oil Field Manager Planta Compresora Güere Portafolio de Oportunidades Petróleos de Venezuela S.A. Presión de Línea de Flujo Petróleo Original En Sitio Presión de Separación Libras por pulgada cuadrada Patio de Tanques Güere Presión de Fondo Fluyente Sistema de Evaluaciones Económicas Tasa Interna de Retorno Valor Presente Neto

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RESUMEN

Venezuela se encuentra en una posición privilegiada al ser el séptimo país del mundo y el primero de América Latina en lo que a reservas probadas de gas natural se refiere, razones por la cual PDVSA plantea proyectos para incrementar la producción de este hidrocarburo gaseoso, dentro de los cuales está el Proyecto Güere, con el compromiso de entregar al mercado nacional 60 MMPCED de gas. El Proyecto Güere arrancó su producción en el año 2013 con 10 MMPCED de gas aproximadamente, llegando a alcanzar los 20 MMPCED ese mismo año, sin embargo la producción ha venido disminuyendo progresivamente. Actualmente se producen 7,0 MMPCED de gas aproximadamente, lo cual lleva a un estudio de los yacimientos y pozos del área. El yacimiento S1,2 (GUE-9) tiene el mayor volumen de reservas remanentes del Proyecto. Durante su vida productiva la obtención de datos de presiones ha sido pobre, considerando los últimos reportes se pudo determinar que el valor actual está en el orden de los 850 psia aproximadamente, por lo cual los pozos producen de forma inestable y algunos han sido cerrados. El método de producción actual es flujo natural. En éste proyecto se utilizó un simulador que permitió representar las condiciones actuales de producción de los pozos y comparar los valores obtenidos implementando un sistema de gas lift como método de producción. La simulación fue realizada a 12 pozos completados en el yacimiento S1,2 (GUE-9), de los cuales 4 se encuentran activos produciendo de manera deficiente y 8 están inactivos. Los resultados muestran un ganancial 26,6 MMPCED de gas y 195 BPD de petróleo, lo cual contribuiría al cumplimiento del compromiso volumétrico de PDVSA Gas.

xvi

 

 

INTRODUCCIÓN

Enmarcado en el Plan de Desarrollo de la Nación, se plantea el máximo aprovechamiento de los recursos energéticos para sustentar el desarrollo económico y bienestar social del país, dirigido específicamente a las áreas de influencia e impacto de la Nueva PDVSA. Es por ello que a mediados del año 2007, fue publicado en Gaceta Oficial Nº 38.753, la sesión operativa de 50 campos correspondientes al área de San Tomé, antiguamente bajo la responsabilidad de PDVSA Exploración y Producción (Petróleo), por la Filial PDVSA GAS, GAS, dicha transferencia se hac hace e de acuerdo con los estudios de reservas nacionales y al plan de explotación, y prevé la incorporación de 60 MMPCED de gas natural al mercado interno, a partir de la explotación de los campos que conforman el Bloque Güere.  A partir de la publicación en Gaceta se impulsa el Proyecto Güere como parte del Proyecto Gas San Tomé; el cual está orientado a satisfacer el déficit de gas en el mercado interno (Industrias Básicas como la Siderurgia, Plantas Generadoras de Energía Eléctrica, entre otras) El Bloque Güere está conformado por los campos Güere, Mapuey, Los Mangos y CAZ-501, los m mismos ismos se encuentran localizados al Sur-Oeste del del estado Anzoátegui, específicamente entre los municipios Aragua y Santa  Ana; constan de áreas productoras de petróleo con gas asociado, donde desde el año 2008 se han venido explotando las arenas productoras mediante trabajos menores a los pozos activos, RA/RC y nuevas perforaciones.

xvii

 

 

El alcance del Proyecto Güere consiste en la construcción, arranque y puesta en marcha de la Planta Compresora Güere, con capacidad de compresión de 60 MMPCED a un nivel de presión de succión de 60 psig y una descarga de 1250 psig, la adecuación de las estaciones de flujo Güere y Mapuey, la construcción de las estaciones de recolección Los Mangos, Güere y CAZ-501 CAZ-501 y la construcción del gasoducto de transmisión de 12” Güere – Güere  – Santa  Santa Ana. En éste trabajo se evaluaron las condiciones actuales de los pozos completados en el yacimiento S1,2 (GUE-9), con el fin de establecer un método de producción optimo que permita drenar lar reservas remanentes de manera eficiente. Actualmente, los pozos producen por flujo natural y debido a la baja presión del yacimiento, se forma una columna de líquido en el pozo que disminuye la producción de los mismos, y en muchos casos han sido cerrados. Un sistema de gas lift, com como o método de producción, contribuiría al desalojo de la columna de líquido formada en los pozos, permitiendo de ésta forma que produzcan todo su potencial.

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CAPÍTULO I EL PROBLEMA

1.1 Planteamiento del problema  Alineada con los objetivos estratégicos del país para contribuir a la construcción de un nuevo modelo productivo, PDVSA Gas ha asumido el compromiso de generar volumetría de gas para cumplir con las estrategias energéticas planificadas a nivel nacional. El Distrito Producción Gas San Tomé dispone de considerables volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que están en el orden de los 5046,6 MMMPCE y 1038,20 MMBN, según el Libro Oficial de Reservas del año 2014; representando uno de los principales recursos energéticos del país; donde está contemplado desarrollar el Proyecto Güere, el cual está conformado por la explotación de cuatro (4) campos: Güere, Los Mangos, Mapuey y CAZ-501 con reservas probadas remanentes de hidrocarburos de 369,75 MMMPCE y 40,57 MMBN. El gas producido fluirá a la Planta Compresora Güere (PCG). La PCG cuenta con seis (6) unidades de compresión, compuestas por compresores reciprocantes accionados por motores de combustión interna; para el manejo de 75 MMPCED de gas (capacidad de diseño), en condiciones normales de operación la planta manejará un flujo de 60 MMPCED. Cada unidad elevará la presión de 60 psig a 1250 psig nominales. Los seis (6) trenes de compresión a instalar, tendrán cada uno una capacidad de diseño de 12,5 MMPCED.

 

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 Al cierre de Marzo de 2016, se encontraban en funcionamiento dos (02) trenes de compresión con un potencial de producción reportado de 12,37 MMPCED. El potencial reportado proviene de 17 pozos activos (categoría 1) y 4 con disponibilidad inmediata (categoría 2), todos pertenecientes a los campos Güere, Los Mangos, Mapuey y CAZ-501. Evaluando el comportamiento de producción de los pozos del campo Güere, se ha observado una disminución rápida de producción y en muchos de los casos, los pozos han sido cerrados debido a que la columna de líquido que se forma en la tubería de completación ejerce una presión mayor a la que tiene el yacimiento para fluir. Los pozos vuelven a entrar en producción una vez que es desalojado el líquido de los mismos. Este proceso de rearranque de pozos incrementa los costos de operación del campo, por lo cual se plantea buscar una solución que disminuya los problemas operacionales y a su vez bajen los costos de operación. Éste

trabajo

permitió,

mediante

simulación,

representar

las

condiciones de los pozos del Proyecto Güere produciendo naturalmente, y compararlas con la implementación de un sistema de levantamiento artificial por gas; con la finalidad de seleccionar el método de producción óptimo para los pozos de gas del proyecto. Adicionalmente se determinó la factibilidad económica de implementación de un sistema de gas lift como método de producción para los pozos de gas en estudio.

1.2 Distrito producción gas san tomé El Distrito Producción Gas San Tomé abarca un área de 2.914,85 km2 en la zona Sur del estado Anzoátegui de la República Bolivariana de Venezuela. Está conformado por tres (3) áreas: Sanvi-Güere, Boca-Cachama-Chimire y

 

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Nipa-Güico-Nardo. En la Figura 1.1 se muestra la ubicación geográfica del Distrito Producción Gas San Tomé.

Figura 1.1. Ubicación de las áreas asignadas a PDVSA GAS San Tomé El Área Sanvi - Güere comprende una superficie de 1.208,99 kilómetros cuadrados (120.858,61 hectáreas), está ubicada en los Municipios  Anaco, Santa Ana, Sir Artur Mac Gr Gregor, egor, Francisco de Miranda y Aragua d del el Estado Anzoátegui y el Municipio Pedro Zaraza del Estado Guárico, incluye los campos: Güere, Los Mangos, CAZ-501, Mapuey; Rincón Largo, Elotes (campo compartido), Isla (campo compartido), Elotes Norte, Ira, Iris, Inca (campo compartido), Guárico 10-13, Juanita (campo compartido), Sanvi, Icacos, Vargas, Bucaral (campo compartido), Mayorga, IZ-151X, Caico Seco (campo compartido) y Tagua, siendo los Campos: Güere, Los Mangos, CAZ501, y Mapuey, los campos donde están dirigidas las actividades de perforación y Ra-Rc para el año 2014. El Campo Güere, se encuentra ubicado en el estado Anzoátegui, en la  jurisdicción del Municipio Aragua, al Noroeste de la Unidad de explotación

 

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Sanvi – Sanvi  – Güere,  Güere, en el el Área Mayor de O Oficina, ficina, en el Flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, abarca un área de 118,31 km 2. Limita al Norte con el campo Rincón Largo, al al Oeste con el campo El Toco, al Sur con el cam campo po Mapuey y al Este con el campo Los Mangos, como se observa en la Figura 1.2.

Figura 1.2. Ubicación geográfica del Campo Güere

1.2.1 Geología del área Los campos del Distrito San Tomé se encuentran en la Sub-cuenca de Maturín, perteneciente a la Cuenca Oriental de Venezuela, específicamente en el Área Mayor de Oficina. La Cuenca Oriental de Venezuela, comprende los estados: Guárico,  Anzoátegui, Monagas y Territorio Federal Amacuro, prolongándose hacia la plataforma Deltana y sur de Trinidad. Topográficamente se caracteriza por extensas llanuras y una zona de mesas en Anzoátegui y Monagas. Abarca 164.000 km² de superficie lo que la hace la primera en extensión superficial en Venezuela. La cuenca Oriental contiene más de 20.000 pies de

 

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sedimentos pre-cretáceos y terciarios, entre las cadenas montañosas terciarias situadas al norte y el escudo Guayanés emplazado al Sur. En la Figura 1.3 se muestra una sección esquemática Norte - Sur de la Cuenca Oriental.

Figura 1.3. Sección esquemática de la Cuenca Oriental Esta cuenca es la segunda en importancia en Venezuela en cuanto a reservas petrolíferas, precedida solamente por la cuenca del lago de Maracaibo. Si se incluyen las reservas de la faja petrolífera del Orinoco y los nuevos descubrimientos al norte de Anzoátegui y Monagas, sería entonces una de las cuencas con mayores reservas en el mundo. Esta cuenca mide aproximadamente 200 km de ancho en sentido Norte-Sur, por unos 800 kms de longitud en sentido Este-Oeste.

1.2.2 Estratigrafía del área Se puede observar en la Figura 1.4 que la columna estratigráfica del Área Mayor de Oficina está constituida por las formaciones Mesa de edad

 

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Pleistoceno, Las Piedras, Freites, Oficina y Merecure del grupo terciario. Las principales formaciones productoras del área son Merecure y Oficina. El área oficina tiene alrededor de 120 arenas diferentes con espesores variables entre 3-90 pies, algunas de ellas se extiendes como verdaderos mantos por km2. Otras son arenas de canal situadas preferentemente en la parte media de la formación y se extienden por distancias considerables. [11]

1.2.2.1 Formación merecure Esta formación es típica de ambientes fluvio-continental, con intercalaciones de lutitas carbonáceas, limonitas y numerosos niveles de lignitos. Se caracteriza por una secuencia de areniscas gris claro a oscuro, que varían de macizas a mal estratificadas. Esta formación posee un espesor máximo de 1900 pies. Esta sección marca la transgresión del Oligoceno y desarrollo de la Cuenca durante el Oligoceno medio y el Mioceno inferior.

1.2.2.2 Formación oficina Presenta un notable incremento en su espesor desde el Sur hacia el Norte y desde el Este hacia el O Oeste, este, lo que da indicio del aporte desde Nor-Oeste, profundizándose la cuenca al Sur-Este. Esta formación se caracteriza por la presencia de lechos intercalados de areniscas cuyo color varía de gris a crema claro, con lutitas grises, lignitos, delgadas intercalaciones calcáreas y arcillas verdes en menor cantidad. El am ambiente biente sedim sedimentario entario es de dell tipo fluvio deltaico a m marino arino de aguas llanas donde son com comunes unes las arenas lenticulares y los rellenos continentales. Desde el punto de vista de generación y producción de hidrocarburos, la Formación Oficina es muy importante en la Cuenca Oriental de Venezuela. De hecho, son de Oficina las

 

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principales arenas que producen hidrocarburos desde la Faja Petrolífera del Orinoco hasta los campos próximos al eje de la Cuenca.

1.2.2.3 Formación freites Ésta formación constituye básicamente una unidad lutítica de color gris a gris verdoso con presencia de concreciones amarillentas calcáreas-ferrigurosas. Hacia el tope presenta intercalaciones con areniscas delgadas, arcillosas, de grano fino, y ligeramente glauconíticas. En la base presentan areniscas verdes a amarillentas de grano mediano a grueso, glauconíticas, calcáreas o sideríticas muy fosilíferas.

1.2.2.4 Formación las piedras Corresponde a un intervalo arenoso suprayacente a la Formación Freites en aparente discordancia y concordantemente por debajo de la Formación mesa. Esta formación es considerada de edad Plioceno, y está conformada predominantemente por arcillas, alternando hacia la base con areniscas grisáceas, verdosas de grano conglomerático y lignitos.

1.2.2.5 Formación mesa La culminación del proceso sedimentario de la Cuenca Oriental está representada por la Formación Mesa, de ambiente continental. Se extiende desde los Llanos Orientales de Guárico, Anzoátegui y Monagas. Esta formación es considerada de edad Pleistoceno, debido a su posición discordante sobre la Formación Las Piedras del Plioceno. Está formada por arcillas solubles de color rojizo, crema y grisáceo, alternando hacia la base con areniscas de grano grueso, guijarros, peñas y peñones.

 

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REGISTRO TIPO

EDAD FORM RMAC ACIIÓN Pleistoceno MESA Plioceno LAS PIEDRAS O Mioceno Sup. I FREITES R Mioceno Med. OFICINA A Mioceno Inf. I MERECURE C Oligoceno R Eoceno Sup. E Eoceno Med T Eoceno Inf. Paleoceno Maestrich. Campaniense O Santoniense E Coniaciense C TIGRE A Turoniense ET Cenomaniense Albiense R Aptiense C Barremiense Neocomiense JURASICO TRIASICO

PALEOZOICO PRECAMBRICO

CANOA

MESA

Areniscas, limos y arcillas. Ambiente continental.

Espesor ±500’

LAS PIEDRAS

Areniscas, limolitas, lutitas y lignitos. Ambiente continental con trazas de chert y dolomita.

Espesor ±4100’

FREITES

Lutitas gris verdosa, intercaladas, en la sección basal con areniscas de granos finos. En la parte media presenta arenas pobremente compactadas propiciando zonas de presiones anormales. Ambiente Marino.

Espesor ±4600’

R O D

A-B-C A L BM

A

D-E-F-G H-I-J-K L-M-N

E

N T

I C I F

O CARRIZAL HATO VIEJO BASAMENTO

O-P-Q R-S

Alternancia monótona de areniscas con hidrocarburo y lutitas, con abundancias de lignitos de poco espesor pero de gran extensión lateral. Ambiente Fluvio-Deltaíco.

Espesor ±4800’

T-U1

MERECURE (U2  U10)

Areniscas-masivas, intercaladas con capas de lutitas Ambiente Fluvial.

Espesor ±500’?

Realizada or: Oscar Bellorin Feb- 9

 

Figura 1.4. Columna estratigráfica del Área Mayor de Oficina

1.3 Objetivos 1.3.1 Objetivo general Evaluar la factibilidad de implementación de un sistema de gas lift como método de producción para los pozos de gas contemplados dentro del Proyecto Güere del Distrito Producción Gas San Tomé.

 

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1.3.2 Objetivos específicos 1.

Recopilar los datos de los yac yacimientos, imientos, pozos, lín líneas eas de flujo e instalaciones de superficie.

2.

Describir el yacimiento S1,2 (GUE-9) considerando su histórico de producción y presiones.

3.

Establecer de forma comparativa el comportamiento de flujo de fluidos de los pozos, utilizando flujo natural y gas lift como método de producción.

4.

Seleccionar el método de producción óptimo para los pozos de gas del Proyecto Güere.

5.

Evaluar la factibilidad económica de dell uso de un sistema de levantamiento artificial por gas en los pozos del Proyecto Güere del Distrito Producción Gas San Tomé.

1.4 Delimitación del estudio El trabajo se enfocó en los pozos completados en el yacimiento S1,2 (GUE9) del Campo Güere, perteneciente al Proyecto Güere del Distrito Producción Gas San Tomé, el cual es el yacimiento con el mayor volumen de reservas en el proyecto y tiene una presión actual estimada de 850 psia, lo cual ocasiona los problemas de producción por formación de líquido en el pozo, sin embargo, la metodología a utilizar podría ser aplicable a todos los pozos del área Sanvi – Sanvi  – Güere,  Güere, debido a que los yacimientos en su mayoría tienen presiones bajas, por haber sido productores principalmente de petróleo, sin considerar las reservas de gas presentes.

 

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1.5 Alcance Esta investigación aportó una solución operacional para los pozos que producen deficientemente por flujo natural, y para aquellos que han sido cerrados por encontrarse sin producción. Este estudio comprendió desde la revisión del yacimiento S1,2 (GUE-9), simulación de flujo desde el yacimiento hasta superficie y evaluación económica de implementación.

 

 

CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO

2.1 Antecedentes PDVSA (2007), a través de la Gerencia de Reservas, elaboró estudio a la arena S1,2 del campo Güere, dentro del cual se demostró que el yacimiento S1,2 (GUE-9) resulta de la fusión de los yacimientos S1,2 (GUE-9), S1,2 (GUE-17) y S1,2 (GUE-22), separados por una falla normal, no sellante hacia el Noreste donde la traza de falla fenece, esto sustenta la comunicación vertical entre ambos bloques. Además se validó la existencia de un mismo tipo de hidrocarburo, una misma tendencia de presión y el drenaje de fluidos en un mismo ambiente sedimentario. [11] PAREDES, M. (2009), estudió la factibilidad de diseñar un sistema de almacenamiento subterráneo de gas en el yacimiento S1,2 (GUE-9) del campo Güere. Se llevó a cabo un estudio de viabilidad, ingeniería de yacimiento, ingeniería básica de las instalaciones de superficie, los pozos necesarios para la inyección y producción, y las líneas de transporte para poder entregar dicho gas a la red nacional de gasoductos. Se realizó la revisión geológica del yacimiento, análisis de fluidos para estimar los volúmenes de hidrocarburos originales en sitio. Se validó y analizó el comportamiento de presión y producción. Se determinó que el mecanismo de producción predominante es la expansión de la capa de gas. El modelo de simulación realizado determinó que con una tasa de inyección de 60.000 MPCND se regulan las fluctuaciones en el sistema de ventas que para el año

 

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2008 alcanzó los 20.802 MMPCN como principal causa de cierres de la producción. [9] PDVSA (2010), a través de la Gerencia de Proyectos, elaboró documento presentando la filosofía de operación y control de la Planta Compresora Güere, la cual consta de seis (06) trenes de compresión con una capacidad de diseño de 12,5 MMPCND cada uno, compuestos por compresores reciprocantes accionados por motores de combustión interna. En el documento se describe el funcionamiento de los sistemas y equipos pertenecientes a la PCG y se incluyen los sistemas asociados a la compresión del gas y los sistemas asociados a los servicios auxiliares o balance de planta, así como la secuencia de acciones asociadas a operaciones de arranque, paradas de proceso y paradas de emergencia de estos sistemas. [10]

2.2 Bases teóricas 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 líquidos. Ciertas condiciones fundamentales deben estar presentes para que exista un yacimiento, como son: la porosidad de la roca, que indica el porcentaje de capacidad de almacenamiento del volumen total de la roca; el volumen total del yacimiento que se estima tomando en consideración su espesor promedio y extensión; la presencia de hidrocarburos en sitio, dada por el porcentaje de saturación, o sea el porcentaje del volumen que forman los poros y que está ocupado por los hidrocarburos.

 

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Estos factores básicos sirven para estimar el aspecto volumétrico del yacimiento. Para complementar la apreciación volumétrica en sitio, es muy importante determinar y aplicar el factor de recobro, que representa el porcentaje estimado de petróleo que podrá producirse durante la etapa primaria de producción del yacimiento. Tanto este factor como, por ende, la etapa primaria de producción, están íntimamente ligados al aspecto económico del desarrollo inicial y la vida productiva subsiguiente del yacimiento. Desafortunadamente, es imposible extraer todo el petróleo en sitio del yacimiento. Sin embargo, no se escatiman esfuerzos por estudiar, investigar y aplicar métodos que conduzcan al mayor porcentaje acumulado de extracción durante la primera y segunda etapas de vida productiva del yacimiento y, quizás, si fuese posible, hasta una tercera y cuarta etapas. Otro factor muy importante que complementa los antes señalados es la permeabilidad de la roca, que representa la facilidad con que los fluidos se desplazan a través del medio poroso, no obstante que no existe una determinada relación de proporcionalidad entre porosidad y permeabilidad. La permeabilidad se mide en darcys, en honor al ingeniero hidráulico francés Henry Darcy, quien formuló la ley que lleva su nombre, que reza: “la velocidad del flujo de un líquido a través de un medio poroso, debido a la diferencia de presión, es proporcional al gradiente de presión en la dirección del flujo”. Es muy importante la presión del yacimiento porque es ésta la que induce al movimiento del petróleo desde los confines del yacimiento hacia los pozos y desde el fondo de éstos a la superficie. De la magnitud de la presión depende si el petróleo fluye naturalmente con fuerza hasta la superficie o si,

 

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por el contrario, la presión es solamente suficiente para que el petróleo llegue hasta cierto nivel en el pozo. Cuando se da este caso, entonces se recurre a la extracción de petróleo del pozo por medios mecánicos o los conocidos métodos de levantamiento artificial.  A medida que el pozo produce hay decaimiento de la presión. En el transcurso de la vida productiva del pozo, o del yacimiento en general, se llega a un límite económico de productividad que plantea ciertas alternativas.  Anticipadamente a la declinación antieconómica de la presión se puede intentar restaurarla y mantenerla por inyección de gas y/o agua al yacimiento, con fines de prolongar su vida productiva y aumentar el porcentaje de extracción de petróleo del yacimiento económicamente, o abandonar pozos o abandonar el yacimiento en su totalidad. La presión natural del yacimiento es producto de la naturaleza misma del yacimiento. Se deriva del mismo proceso geológico que formó el petróleo y el yacimiento que lo contiene y de fuerzas concomitantes como la sobrecarga, que representan las formaciones suprayacentes y/o agua dinámica subyacente que puede ser factor importante en la expulsión del petróleo hacia los pozos. De igual manera, el gas en solución en el petróleo o casquete de gas que lo acompañe representa una fuerza esencial para el flujo del petróleo a través del medio poroso. Otro factor importante es la temperatura del yacimiento. El conocimiento del gradiente de temperatura es importante y aplicable en tareas como diseño y selección de revestidores y sartas de producción, fluidos de perforación y fluidos para reacondicionamiento de pozos,

 

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cementaciones y estudios de producción y de yacimientos. La temperatura está en función de la profundidad. Mientras más profundo esté el yacimiento, mayor la temperatura. [3]

2.2.1 Actualización y caracterización de yacimientos La primera fase de una caracterización es el diagnóstico, donde se debe tener en cuenta en primera instancia el objetivo y el alcance del mismo, dependiendo del propósito, complejidad y el tiempo requerido. Una vez definido el objetivo y tomando en cuenta las características y el tipo de yacimiento, se debe realizar el análisis de todos los datos disponibles, compararlos con los objetivos que se desean desarrollar, incluyendo la problemática planteada y determinar si la cantidad y calidad de los datos es suficiente para caracterizar el yacimiento. El estudio de un yacimiento no puede comenzar hasta no haber recopilado la mayor información posible del mismo, y sobre todo, tener una concepción sólida y clara del yacimiento para lograr obtener un mejor plan de explotación y un mayor recobro del mismo al menor costo. Para lograrlo se requiere de datos petrofísicos, historias de presión y producción, estudios geológicos previos, análisis PVT, entre otros. Así como también los programas o herramientas de trabajo para hacer más fácil la predicción futura del yacimiento con un alto nivel de confiabilidad. [9]

2.2.1.1 Modelo estático El modelo estático del yacimiento posee características y propiedades tanto externas, la forma y el tamaño de la roca yacimiento o recipiente (profundidad, espesor y distribución de la misma en el subsuelo), como

 

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internas, porosidad de la roca (capacidad de contenido de fluidos), permeabilidad de la misma (permisibilidad al flujo de fluidos) y las direcciones preferenciales de flujo de los fluidos del yacimiento. [9]

2.2.1.1.1 Modelo estructural El objetivo de este proceso es definir la orientación y geometría de los elementos estructurales (fallas, pliegues altos y bajos estructurales) del área de estudio. Este estudio se inicia identificando los principales reflectores regionales sísmicos (discordancia y superficies de inundación), los cuales han sido previamente previamente interpretados de registros de pozos (GR, res resistividad, istividad, sónico, entre otros.) análisis sedimentológicos y bioestratigráficos bioes tratigráficos de núcleos, muestras de canal y de pared. par ed. [9]

2.2.1.1.2 Modelo estratigráfi es tratigráfico co El objetivo es mostrar la arquitectura de los yacimientos presentes en el área de estudio y su incidencia en la generación del modelo sedimentológico. Se inicia el estudio con la identificación e interpretación de las unidades cronoestratigráficas a partir de la correlación de los registros de pozos. La correlación se apoya en los principios de estratigrafía secuencial, la cual hace uso de la bioestratigrafía, sedimentología y análisis de perfiles para definir los marcadores de interés. [9]

2.2.1.1.3 Modelo sedimentológico Se inicia con la identificación y codificación de las facies y las unidades sedimentarias a partir de afloramientos, muestras de núcleos, muestras de canal y de pared, comprende una serie de procesos cuya finalidad es

 

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establecer la geometría, orientación, distribución y calidad física de los depósitos. [9]

2.2.1.1.4 Modelo petrofísico El estudio se inicia con el análisis y control de calidad de los datos de perfiles existentes para detectar y corregir problemas con los datos o para recalibrar algunos perfiles. Se pasa a una fase de normalización, incluyendo la de los perfiles viejos; este procedimiento está basado en aplicaciones estadísticas y permite reutilizar e incorporar datos viejos a la caracterización de yacimientos. La fase siguiente consiste en zonificar los pozos según el modelo estratigráfico con el fin de obtener relaciones para porosidades, volumen de arcilla, exponente de saturación, coeficiente de cementación, entre otros. otros. (Φ, vsh, n, m), m), que permitan ajustar los valores de los perfiles a los obtenidos de los núcleos y/o de perfiles y tratando de establecer una comparación entre ellos y las definiciones de facies del modelo sedimentológico. [9]

2.2.1.1.5 Modelo de fluidos Define propiedades de fluidos y distribución inicial en el yacimiento. Cuantifica volúmenes de hidrocarburos en sitio. [9]

2.2.1.2 Modelo dinámico El modelo dinámico se describe el movimiento de los fluidos en el yacimiento a partir de los datos dinámicos obtenidos de los pozos (producción, inyección, comportamiento de presiones, etc.); se define el mecanismo de producción, se valida el POES (Petróleo Original en Sitio) y GOES (Gas

 

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Original en Sitio); se estima la eficiencia de la extracción, las reservas a producir; y finalmente, se predice el comportamiento futuro del yacimiento. [9]

2.2.1.2.1 Modelo roca – fluido Selección de las metodologías para la construcción de los modelos de presión capilar y permeabilidad relativa. Incluye el modelado de la histéresis observada en las curvas de permeabilidad relativa y presión capilar, para ser incluido en el modelo de simulación. [9]

2.2.1.2.2 Modelo termodinámico Revisa la disponibilidad de los análisis PVT (presión, volumen específico, temperatura) e incorpora toda la información de cada informe al software del que se disponga y se establece el número de muestras PVT con la que se dispondría el estudio, generando ecuaciones de estado basados en la data disponible. [9]

2.2.1.2.3 Historia de presión, producción e inyección Incluye la revisión de los eventos ocurridos en cada pozo y su comparación con

el

comportamiento

del

yacimiento.

Este

estudio

permite

la

caracterización del yacimiento, verificación de límites de yacimientos, estudios de presión y producción validada. [9]

2.2.1.2.4 Modelo de simulación La simulación incorpora todos modelos numéricos de cálculo, utilizando ecuaciones para estimar POES, GOES y reservas. En el modelo de

 

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simulación se integran los modelos estáticos y dinámicos. Se definen los planes de explotación y se selecciona el plan óptimo. [9]

2.2.2 Clasificación de los yacimientos de hidrocarburos 2.2.2.1 Clasificación geológica Los criterios geológicos de clasificación se basan en las formas físicas de la estructura o capas sólidas del yacimiento, tipificándolos como trampas dentro de las cuales destacan: [3]

2.2.2.1.1 Trampas estructurales Son secuencia directa de los cambios geológicos producidos por las fuerzas subterráneas luego de la sedimentación de los estratos en una cuenca sedimentaria, entre este tipo se encuentra los pliegues y las fallas.

2.2.2.1.2 Trampas estratigráficas

Son aquellas en las que el factor principal que determina la trampa es la variación del tipo de roca, o el cambio litológico que ocurre a lo largo de un estrato o de una formación, su presencia está relacionada con el ambiente en el cual se depositaron los estratos y con el sitio que ocupan en la cuenca. [2]

2.2.2.2 Clasificación según el diagrama de fases Los diferentes tipos de yacimientos pueden clasificarse de acuerdo con la localización de la T (temperatura) y P (presión), con respecto a la región de

 

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dos fases (gas y petróleo), utilizando un diagrama de fases como el mostrado en la Figura 2.1. [3]

Figura 2.1. Diagrama de fases para los diferentes tipos de yacimientos [3]

2.2.2.2.1 Yacimientos de petróleo Sus condiciones  iniciales de presión y temperatura caen en la región liquida de una sola fase en este caso el yacimiento está subsaturado. Cuando baja la presión, el fluido retiene todo el gas en solución hasta que se llega al punto de burbujeo a partir del cual comienza la liberación de gas. El yacimiento está saturado cuando el gas logra liberarse totalmente. El yacimiento de petróleo puede ser de los dos tipos: petróleo volátil y petróleo negro.

 

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Dependiendo de la gravedad (o densidad) la clasificación de petróleo negro se puede distinguir en la Tabla 2.1. Tabla 2.1. Clasificación del petróleo negro

Crudo

Rango de Gravedad

Liviano

30 < °API < 39,9

Mediano

22 < °API < 29,9

Pesado

10 < °API < 21,9

Extra Pesado

°API < 9,9

2.2.2.2.2 Yacimientos de gas condensado Son aquellos cuya temperatura está entre la crítica y la crincondentérmica, y la presión inicial es mayor a la presión de rocío correspondiente al yacimiento, se caracteriza por presentar frecuentes cambios de fases, como son la condensación retrógrada a presiones por debajo de la presión de rocío y revaporización del condensado retrógrado a bajas presiones (