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INDICE 1. OBJETIVOS......................................................................................... 1.1. OBJETIVOS GENERALES............................................................ 1.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS.......................................................... 2.

INTRODUCCION...........................................................................

2.1.

CONCEPTO DE YACIMIENTO DE HIDROCARBUROS.........

2.2 CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS............................................................................. 2.2.1 CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS SEGÚN EL CRITERIO GEOLOGICO..................................................................... 2.2.2 CLASIFICACION DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS DE ACUERDO A SU DIAGRAMA DE FASE.....10 2.2.3. CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS SEGÚN EL TIPO DE HIDROCARBURO..........12 2.2.4. CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS SEGÚN LOS MECANISMOS NATURALES DE PRODUCCION ...........................21

3.

CONCLUSIONES.......................................................................39

4.

RECOMENDACIONES................................................................40

5.

BIBLIOGRAFIA...........................................................................41

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1. OBJETIVOS 1.1-OBJETIVO GENERAL

El objetivo general de este tema es determinar el comportamiento del petróleo crudo, gas natural y agua, solos o en combinación, bajo las condiciones estáticas o en movimiento en el yacimiento, con cambios de temperatura y presión. Y así conocer la clasificación de tipos de yacimientos en condiciones de reservorio y producción. 1.2.- OBJETIVOS ESPECIFICOS  CLASIFICAR LOS TIPOS DE YACIMIENTOS  CARACTERISTICAS DE LOS YACIMIENTOS  ENERGIA DE LOS YACIMIENTOS ( MECANISMOS ) 2.-INTRODUCCION 2.1.- Concepto de Yacimiento de Hidrocarburos Un Yacimiento de Hidrocarburo se puede definir como una estructura geológica en el subsuelo conformada por rocas porosas y permeables que permiten la acumulación de hidrocarburos (Petróleo y Gas) en cantidades comercialmente explotables y rodeadas por rocas adyacentes impermeables que impiden la transmigración de los fluidos hacia otras zonas porosas, ver la figura Nº 1.

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Yacimiento de Hidrocarburos. Un Yacimiento es aquella parte de una trampa que contiene petróleo, gas o ambos como un solo sistema hidráulico conectado. Muchos yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidráulicamente a rocas llenas con agua, denominadas acuíferos, ver la figura.

Yacimiento de Hidrocarburos comunicado hidráulicamente con un Acuífero. TIPOS DE YACIMIENTOS

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También muchos yacimientos se hallan localizados en grandes cuencas sedimentarias y comparten un acuífero común. En este caso la producción de fluidos de un yacimiento causará la disminución de la presión en otros, por la intercomunicación que existe a través del acuífero. En ciertos casos, toda la trampa contiene petróleo y gas, y en este caso la trampa y el yacimiento son uno mismo.

2.2.-Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos Los yacimientos de hidrocarburos pueden clasificarse de acuerdo a los siguientes criterios:  Geológicamente.  Según sea el estado de los fluidos en el yacimiento o de acuerdo al Diagrama de Fase de los Fluidos.  Según el tipo de hidrocarburos.  De acuerdo al mecanismo de producción.

2.2.1.-Clasificación Geológico: Geológicamente

de los

los

Yacimientos

yacimientos

se

según

el

clasifican

criterio en:

Yacimientos Estratigráficos: Estos son yacimientos en donde la trampa se formó como resultado de un proceso de concentración y de repetidas erosiones de sedimentos depositados previamente o de cambios posteriores a la deposición creando discordancias que permitieron el entrampamiento de los hidrocarburos, es decir, se originaron debido a fenómenos de tipo litológico (perdida de permeabilidad), sedimentario (acuñamientos, lentejones y arrecifes) y TIPOS DE YACIMIENTOS

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paleogáficos (acuñamientos de erosión, paleocadenas). Se consideran dentro de esta categoría las trampas que no aparecen relacionadas con estructuras claramentes definidas. Dentro de estas se pueden destacar:  Trampas Lenticulares: Son trampas que se forman en masas lenticulares más o menos extensas y complejas, de arenas o areniscas que pasan lateralmente a margas, arcillas u otras rocas impermeables, ver la figura Nº3.

Trampas Lenticulares.  Trampas de Acumulación de Carbonatos: Estas son estructuras originadas por la deposición de sedimentos ricos en carbonatos provenientes de diversas fuentes y que formaron estructuras porosas capaces de almacenar hidrocarburos formando discordancias con las rocas sellos. Estas incluyen los siguientes tipos litológicos: a) Calizas de Agregación o amontonamiento: Estas calizas se forman in situ e incluyen arrecifes biohermosbióstromos y las calizas pelágicas. Todas consisten en esqueletos calcáreos depositados por organismos marítimos. Los arrecifes se forman por organismos que viven en el fondo del mar (benthos) y se acumulan desde el fondo del mar hasta la superficie. Estos organismos son casi en su totalidad corales. TIPOS DE YACIMIENTOS

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b) Calizas Clásticas: Estos sedimentos se forman por la precipitación de granos minerales resultantes de la erosión y meteorización de calizas originalmente depositadas en otro lugar. El material precipitado puede consistir parcial o totalmente en detritos fósiles, granos de carbonatos, oolitas, junto con granos de arenas y partículas similares de arcilla. c) Calizas Químicas: Este tipo de sedimento se forma por la precipitación química directa de granos calcíticos de soluciones de carbonatos en mares pocos profundos. Depósitos tales como creta, caliche y travertino se producen, pero de todos estos sólo la creta ha probado ser de valor comercial como roca de acumulación. d) Calizas Dolomíticas: Estas se forman por la sustitución de molecular del calcio por el magnecio en los carbonatos de la caliza original en los sedimentos

 Trampas lutíticas: Esta clase de yacimientos no es muy importante comercialmente, pero pueden encontrarse en todas las series de rocas sedimentarias. El desarrollo de porosidad efectiva en lititas ocurre solamente por medio de fracturamiento, lo que presupone la existencia de deformación orogénica.

 Trampas de rocas Evaporitas: Las rocas evaporitas son sal, anhidrita y yeso. Depósitos de considerable espesor de estas sales se forman con frecuencia en cuencas de sedimentación cuando tales cuencas no tienen un abastecimiento suficiente de clásticos. La roca de sal, lo mismo que la roca de yeso, rara vez constituyen rocas de acumulación. Sin embargo, las formaciones de anhidrita impura pueden llegar a convertirse en formaciones con buena porosidad como resultado de la lixiviación de anhidrita por el efecto de circulación de aguas, lo que produce drusas y canales. No obstante, los yacimientos de anhidrita son poco frecuentes.

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En la siguiente figura se muestran algunos ejemplos de trampas estratigráficas.

Ejemplos de algunos tipos de Trampas Estratigráficas. Yacimientos Estructurales: Son aquellas trampas que fueron originadas por la acción de fuerzas tectónicas en el subsuelo y que dieron lugar a la deformación y fracturamiento de los estratos produciendo pliegues fallas y sus combinaciones. Dentro de estas se pueden destacar:  Trampas en Fallas: Son trampas que se formaron por el cizallamiento y desplazamiento de un cuerpo rocoso a lo largo de la linea de falla. Este tipo de trampas depende de la efectividad del sello y de la permeabilidad de las capas.

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Trampa en una Falla.

 Trampas en Anticlinales y Sinclinales: En estas, los estratos que originalmente se encuentran horizontales se pliegan en forma de arcos o domos, ocacionando que los hidrocarburos migren desde abajo por medio de las capas permeables y porosas hacia el tope de la estructura.

Trampa Estructural tipo Dómica.

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 Trampas en Domos Salinos: En estas, la acumulación de los hidrocarburos ocurre a lo largo de los flancos del domo en las rocas reservorios cortada por la inyección o levantamiento del domo salino.

Trampa debido a un Domo Salino. Yacimientos Mixtos o Combinados: Muchos yacimientos de petróleo y/o gas se consideran constituidos por combinación de trampas. Ello significa que tanto el aspecto estructural (combinación de pliegues y/o fallas) como los cambios estratigráficos en el estrato que forma el yacimiento (presencia de discordancias) influenciaron el entrampamiento de los hidrocarburos. En la Figura se puede observar una estructura lenticular con un plano de falla que actúan como trampa para los hidrocarburos.

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Trampa Combinada con una Estructura Lenticular y una Falla. 2.2.2.-Los yacimientos de hidrocarburos se pueden clasificar de acuerdo al diagrama de fase en los siguientes tipos:

 Yacimientos de Gas o de Una Sola Fase Gaseosa: si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica de la mezcla de hidrocarburos. Considérese, por ejemplo, un yacimiento con un fluido compuesto por una determinada mezcla de hidrocarburos y con una temperatura inicial de 300 ºF y presión inicial de 3700 lpca (punto A en la Figura Nº 11) Como el punto A se encuentra fuera de la región de dos fases, a al derecha del punto cricondentérmico, se halla en estado gaseoso y solo existirá gas seco o gas húmedo en el yacimiento a cualquier presión. Los términos gas seco o gas húmedo se utilizan para diferenciar entre dos típos de gases.

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Clasificación de los Yacimientos según el Diagrama de PresiónTemperatura  Yacimientos de Punto de Rocío o de Condensado Retrógrado: si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura crítica y menor que la temperatura cricondentérmica. Considérese de nuevo el yacimiento con el mismo fluido, pero a una temperatura de 180 ºF y presión inicial de 3300 lpca. Este punto corresponde al punto B en la figura, a la derecha del punto crítico y a la izquierda de la punto cricondentérmico, donde el fluido se encuentra en estado gaseoso. Cuando la presión disminuye, debido a la producción, ocurre el proceso de condensación retrógrada que se desarrolla de la manera siguiente: el gas comienza a condensarse en el punto de rocío, B1 (2545 lpca) y si continúa la disminución en la presión, se produce una mayor condensación de líquido del fluido del yacimiento en forma de rocío. Debido a esto, la fase gaseosa disminuye su contenido líquido y el líquido condensado se adhiere al material sólido de la roca y permanecerá inmóvil. Por consiguiente, el gas producido en la superficie tendrá un contenido líquido menor aumentando la razón gas-petróleo de producción. Este proceso, denominado condensación retrógrada, continúa hasta llegar a un valor máximo de la relación líquido vapor en el punto B2 (2250 lpca). TIPOS DE YACIMIENTOS

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Es importante señalar que el término retrógrado se emplea porque generalmente durante una dilatación isotérmica ocurre vaporización en lugar de condensación. En realidad, cuando se alcanza el punto de rocío, debido a que la composición del fluido producido varía, la composición del fluido remanente en el yacimiento también cambia y la curva envolvente comienza a desviarse.  Yacimientos de Punto de Burbujeo, Subsaturados o de gas Disuelto: Si la temperatura del yacimiento es menor que la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos. Cuando el fluido se encuentra inicialmente en el punto C (3000 lpca y 75 ºF), a la izquierda de la temperatura crítica y encima de la curva del punto de burbujeo. A medida que la producción tiene lugar, la presión en el yacimiento disminuye hasta que se comienza a formar vapor en el punto de burbujeo, C1 (2250 lpca), originándose entonces 2 fases: vapor y líquido. Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas o una fase de gas libre. Si continúa la disminución de la presión, continúa también la vaporización del líquido, con lo cual aumenta la cantidad de vapor y disminuye la de líquido.  Yacimientos con Capa de Gas o Yacimientos Saturados: si la mezcla de hidrocarburos se encuentra dentro de la envolvente en la región de dos fases. Si la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente a 2500 lpca y 150 ºF, punto D dentro de la envolvente de los puntos de rocío y de burbujeo, se trata de un yacimiento de dos fases que contiene una zona de líquido o de petróleo con una capa de gas en la parte superior. 2.2.3.- Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos según el tipo de Hidrocarburos Para designar los fluidos de yacimientos, los ingenieros de petróleo a menudo utilizan términos de uso corriente como Bitumen, Petróleo pesado, Petróleo Negro, Petróleo Volátil, Gas Condensado, Gases Húmedo y Gases Secos. Sin embargo, estos términos no tienen límites precisos de aplicación, y, por lo tanto, resulta difícil emplearlos TIPOS DE YACIMIENTOS

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en las áreas de transición entre petróleo volátil y gas condensado o entre petróleo volátil y petróleo negro. Por esta razón, en la industria petrolera la Razón Gas-Petróleo (RGP) junto con la gravedad del petróleo en condiciones de tanque, constituyen las propiedades más importantes de los yacimientos de hidrocarburos para clasificar los yacimientos de petróleo y de gas. Los yacimientos de petróleo contienen de cero a unos pocos de miles de pies cúbicos de gas disuelto por barril de crudo. Los de gas pueden contener desde 5000 hasta más de 100000 pies cúbicos por cada Barril de petróleo vaporizado en el yacimiento. Yacimientos de Petróleo Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado líquido, en condiciones de yacimiento, comúnmente se conoce como petróleo crudo. Este a su vez, se subclasifica en dos tipos según el líquido producido en la superficie: Petróleo Crudo de Baja Merma o Petróleo Negro y Petróleo Volátil o de Alta Merma, también llamados Cuasi críticos.  Petróleo Crudo de Baja Merma o Petróleo Negro Un petróleo crudo de baja merma o petróleo negro generalmente produce en la superficie una razón gas-petróleo de 2000 PCN/BN o menos. La palabra "negro" no es quizas la más apropiada, ya que el petróleo producido no siempre es negro, sino que varía en la gama de negro, gris y parduzco. en general de colores oscuros, con una gravedad menor de 45 ºAPI. El factor volumétrico del petróleo inicial en la formación es de 2 BY/BN o menor. La composición determinada en el laboratorio muestra la presencia de componentes mayores que el heptano en un 30%, lo cual indica la gran cantidad de hidrocarburos pesados en este tipo de petróleos. El diagrama de fase de un petróleo negro se presenta en la Figura Nº 12, en la cual se observa lo siguiente: - La temperatura crítica del crudo es mayor que la temperatura del yacimiento.

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- La línea vertical AC es la reducción isotérmica de la presión del yacimiento a medida que el petróleo es producido. - En el punto A el petróleo no está saturado con gas, es decir, el fluido en el yacimiento se encuentra en estado líquido. Los yacimientos en esta región (cuando la presión del yacimiento es mayor que la presión de burbujeo del crudo) se denominan Yacimientos Subsaturados o No Saturados. - La región de dos fases cubre un amplio intervalo de presión y temperatura. - Debido a la baja compresibilidad de los líquidos del yacimiento, la presión disminuye rápidamente con la producción, alcanzándose el punto de burbujeo A' en el cual el petróleo está saturado con gas, es decir, aparece la primera burbuja de gas y contiene gas disuelto. Si las condiciones iniciales de presión y temperatura corresponden al punto de burbuja, el yacimiento se llama Yacimiento Saturado. La palabra saturado se usa para indicar que el petróleo contiene tan alta cantidad de gas disuelto como el pueda contener y una reducción en la presión originará la formación de una fase gaseosa. - A medida que continua la reducción de la presión ( hacia el punto B) se forma la fase de gas y, entonces, coexisten en el yacimiento las dos fases : líquida y gas.

Diagrama de fase típico de un Petróleo Negro o de Baja Merma. TIPOS DE YACIMIENTOS

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Petróleo Crudo de Alta Merma o Volátil Los petróleos volátiles o Cuasi críticos son fluidos muy livianos que se presentan en estado líquido en el yacimiento, puesto que la temperatura de éste es muy cercana a la temperatura crítica del fluido. Estospetróleo exhiben un alto grado de merma, que por lo general alcanza un 40% del espacio poroso disponible para hidrocarburos para una reducción pe presión de sólo 10 lpc. Este fenómeno se comprende fácilmente a partir del diagrama de fases que se muestra en la Figura Nº 13. Se observa que las líneas de calidad cercanas al punto crítico y a la temperatura de yacimiento se encuentran muy juntas y casi paralelas a los puntos de burbujas. La línea AA' representa la reducción isotérmica de la presión hasta el punto de burbujeo. Cualquier disminución de la presión por debajo de ese punto cortará rápidamente la línea de calidad de 75% indicando el alto grado de merma de estos crudos Los petróleos volátiles o de alta merma contienen menos moléculas pesadas que los de baja merma, y son crudos de colores verdosos hasta anaranjados oscuros, con gravedad API de 45º o mayores, y razones gas-petróleo entre 2000-8000 PCN/BN

Diagrama de fase típico de un Petróleo Volátil o de Alta Merma. TIPOS DE YACIMIENTOS

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Yacimientos de Gas Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado gaseoso en el yacimiento se clasifica en Gas Condensado o Retrógrado, Gas Húmedo y Gas Seco, dependiendo de sus diagramas de fases y condiciones del yacimiento.  Gas condensado o Retrógrado Los yacimientos de gas condensado producen líquidos de color claro o sin color en la superficie, con gravedades API por encima de los 50º y RGP de 8000 a 70000 PCN/BN. El gas condensado contiene más componentes pesados que el gas húmedo y usualmente se encuentra a profundidades mayores de 5000 pies. Un diagrama de fases típico de gas condensado se presenta en la Figura Nº 14, en la cual las condiciones del yacimiento se indican con la línea AE. A medida que el petróleo se remueve desde el yacimiento, la presión y la temperatura del fluido decrecen gradualmente hasta alcanzar las condiciones del separador en la superficie, lo cual se representa siguiendo la línea A'-Separador. Si estas condiciones son bastante cercanas a la curva de burbujeo aproximadamente el 85% de petróleo producido permanece como líquido en condiciones de superficie. El remanente de los hidrocarburos es producido como gas.

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Diagrama de fase típico de un Gas Condensado o Retrógrado.

Si las condiciones originales de presión y temperatura del yacimiento se encuentran dentro de la envolvente (punto D, por ejemplo), como se muestra en la Figura Nº 15, se habla de un yacimiento con capa de gas. En éstos, originalmente existe líquido (petróleo) en equilibrio con una capa primaria de gas en la parte superior o alta de la estructura geológica del yacimiento. El gas se encuentra en el punto de rocío y el petróleo en el punto de burbujeo.

Diagrama de fase típico de un yacimiento con una zona de petróleo y una capa de gas.

En esta figura se observa lo siguiente: la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica del sistema, y la presión inicialmente está por encima de la presión de rocío correspondiente a la temperatura del yacimiento. El gas denso en un yacimiento de condensado contiene líquido disuelto en cantidades que dependen de las condiciones de deposición y de la presión y temperatura del yacimiento. TIPOS DE YACIMIENTOS

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Cuando este se encuentra en el punto A, solo existe una fase gaseosa. A medida que la presión del yacimiento declina durante el proceso de explotación, Ocurre la condensación retrógrada. Cuando alcanza el punto B en la Curva de Puntos de Rocío, comienza a formarse líquido y su cantidad se incrementará a medida que la presión del yacimiento disminuye del punto B a D. Los componentes más pesados son los que comienzan a condensarse cuando la presión declina isotérmicamente a lo largo de la línea B-D. El líquido condensado moja la formación y no puede extraerse con el gas producido. En consecuencia, es recomendable mantener las condiciones iniciales de presión de un yacimiento de gas condensado para que las fracciones de líquido permanezcan como gas hasta que ellas alcancen la superficie. Cuando se produce la transición a las condiciones del separador en la superficie se producirá entonces más hidrocarburos líquidos Debido a una posterior reducción de la presión, el líquido retrógrado se puede revaporizar. Esta mezcla contendrá más hidrocarburos livianos y menos hidrocarburos pesados en comparación con el petróleo volátil. A medida que el yacimiento continúa en producción, la relación gas-petróleo (RGP) tiende a aumentar por la pérdida de algunos componentes pesados del líquido formado en el yacimiento.  Gas Húmedo Un gas húmedo normalmente contiene componentes de hidrocarburos mas pesados que los gases secos. En la Figura se muestra un diagrama de fase típico donde se observa lo siguiente: la región de las dos fases (área interior a la curva envolvente) es algo más extensa que la correspondiente al gas seco y el punto crítico se encuentra a una temperatura mucho mayor. La temperatura del yacimiento (en condiciones iniciales , el punto A) excede al punto cricondentérmico, de modo que en este caso, durante la explotación (reducción de presión siguiendo la línea isotérmica AB), el fluido en el yacimiento siempre permanecerá en estado de gas como una sola fase.

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Las condiciones de presión y temperatura en la superficie (separador) se encuentra en la región de las dos fases, de modo que una fase líquida se formará o condensará a medida que el fluido es transportado hasta el separador, siguiendo el comportamiento señalado con la línea A- Separador. La palabra húmedo en la expresión gas húmedo no significa que el gas es mojado por agua, sino que el gas contiene algunas moléculas de hidrocarburos más pesados que, en condiciones de superficie, forman una fase líquida. Entre los productos líquidos producidos en esta separación se tienen el butano y el propano.

Los gases húmedos se caracterizan por RGP en la superficie entre 60000-100000 PCN/BN, asociados con petróleos usualmente con gravedadmayor a 60 º API.

Diagrama de fase típico de un Gas Húmedo. Gas Seco Cuando se produce con una relación gas-petróleo mucho mayor que 100000 PCN/BN, al fluido se le denomina, comúnmente, gas seco o TIPOS DE YACIMIENTOS

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gas natural. Este consiste, fundamentalmente de metano con poca cantidad de etano y posiblemente, muy pequeños porcentajes de otros componentes de hidrocarburos más pesados. También puede contener vapor de agua, que se condensará cuando las condiciones lo determinen. Un diagrama de fase típico de gas seco se presenta en la Figura. En esta figura se observa: - Tanto en condiciones de yacimiento durante la etapa de explotación (línea isotérmica AB) como en condiciones de superficie, en el separador el sistema se encuentra en estado gaseoso, fuera de la línea envolvente. - La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica al igual que la temperatura de superficie en el separador, por lo que no se condensarán hidrocarburos líquidos en este sistema, ni en el yacimiento ni en la superficie.

Diagrama de fase típico de un Gas Seco. En la siguiente Tabla se resumen algunas características importantes de los tipos de fluidos del yacimiento que sirven para identificarlos: TIPOS DE YACIMIENTOS

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Características que identifican el tipo de Fluido del Yacimiento.

La Figura muestra como es el comportamiento de la Relación gas petróleo y la Gravedad API con respecto al tiempo de producción para cada uno de estos fluidos del yacimiento.

Comportamiento de la Relación Gas Petróleo y la Gravedad API a través del tiempo de producción del yacimiento. TIPOS DE YACIMIENTOS

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2.2.4.-Clasificación de los Yacimientos según los Mecanismos Naturales de Producción La cantidad de petróleo que puede ser desplazada por la energía natural asociada al yacimiento varía con el tipo de yacimiento. Por esta razón, los yacimientos se clasifican en los siguientes tipos según su principal fuente de energía: Yacimientos que producen por los mecanismo de Empuje Hidráulico, Empuje por Gas en Solución, Empuje por Capa de gas, Empuje por Expansión de los fluidos, Empuje por Compactación de las Rocas, Empuje Gravitacional y Empujes Combinados. Los Mecanismos de Producción se pueden definir como los procesos a través del cual la energía acumulada en los diferentes entes que conforma el yacimiento es liberada, dando lugar al desplazamiento de los fluidos a través del sistema poroso de las rocas del yacimiento hasta los pozos productores. El proceso de entender el comportamiento de un yacimiento requiere la identificación de los mecanismos que impulsan los fluidos hacia los pozos perforados en el yacimiento. La existencia de estos mecanismos se debe al proceso de formación de la roca y de acumulación de los hidrocarburos y a las condiciones de presión y temperatura existentes en el yacimiento. Normalmente existe más de un mecanismo responsable de la producción de los fluidos del yacimiento, pero sólo uno será dominante en un intervalo de tiempo de tiempo. Durante la vida productiva del yacimiento, varios mecanismos pueden alcanzar la condición de dominante. La condición más fundamental para que se efectúe el flujo de los fluidos desde las rocas del yacimiento hacia los pozos, es que se establezca un gradiente de presión desde el yacimiento hasta el fondo de los pozos y desde estos hasta la superficie. Adicionalmente la roca TIPOS DE YACIMIENTOS

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debe tener la permeabilidad necesaria para permitir que los fluidos que esta contienen se puedan mover a través del sistema poroso de las rocas. Es importante acotar, que a medida que la saturación de petróleo se reduce en el yacimiento, la permeabilidad efectiva de la roca para este fluido también se reduce y la movilidad del gas o el agua aumentan de tal manera que existe menos flujo de petróleo en el yacimiento a medida que este disminuye su saturación en la roca y generando que las tasas de producción de crudo disminuya con el tiempo y las tasa de producción de gas y agua aumenten. Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje Hidráulico Un yacimiento con el Mecanismo de Empuje Hidráulico llamado también Empuje Hidrostático, tiene una conexión hidráulica entre él y una roca porosa saturada con agua, denominada Acuífero, que puede estar por debajo del yacimiento o de parte de él. El agua en el acuífero está comprimida, pero a medida que la presión en el yacimiento se reduce debido a la producción de petróleo, se expande y crea una invasión natural de agua en el limite yacimientoacuífero (CAP). Esta expansión del agua producirá un desplazamiento de los hidrocarburos hacia los pozos de producción. Este efecto se mantiene hasta que la capacidad expansiva del acuífero se agote. La energía del yacimiento también aumenta por la compresibilidad de la roca del acuífero, ver la Figura.

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Yacimiento con Empuje Hidráulico: a) Condiciones Iniciales; b)EnProducción Cuando el acuífero es muy grande y contiene suficiente energía, todo el yacimiento pudiese ser invadido por esa agua manejando apropiadamente las tasa de extracción. En algunos yacimientos de empuje hidrostático se pueden obtener eficiencias de recobro entre 30% y 80% del petróleo original in situ (POES). La geología del yacimiento, la heterogéneidad y la posición estructural son variables importantes que afectan la eficiencia de recobro. La extensión del acuífero y su capacidad energética no se conoce hasta que se tienen datos de la producción primaria, a menos que se cuente con una extensa información geológica proveniente de perforaciones o de otras fuentes. La identificación de un contacto agua-petróleo (CAP) a través de los registros de pozos establece la existencia de este mecanismo. La importancia de este mecanismo sobre el comportamiento del yacimiento está en función del volumen del acuífero y su conductividad (k.h). Se puede obtener una medida de la capacidad del empuje con agua a partir de la presión del yacimiento a determinada tasa de extracción de los fluidos. Si, manteniendo la presión del yacimiento, el acuífero no puede suministrar suficiente energía para alcanzar las tasas deseadas de extracción se puede implementar un programa de inyección de agua en el borde de este para suplementar la energía natural. Este programa se denomina mantenimiento de presión con inyección de agua. TIPOS DE YACIMIENTOS

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Las características mas importantes que identifican al mecanismo de empuje hidráulico son:  La declinación de las presión del yacimiento es relativamente suave pudiendo, para el caso de acuíferos de gran volumen, permanecer nula. 

La relación gas-petróleo es relativamente baja y cercana al valor de la razón gas disuelto-petróleo correspondiente a la presión inicial del yacimiento.

 La producción de agua aparece relativamente temprano, principalmente en los pozos cercanos al contacto agua-petróleo.  El factor de recobro para este tipo de empuje se estima entre un 30% y un 80% Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gas en Solución El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto.Cuando la presión disminuye debido a la extracción de los fluidos, el gas se libera, se expande y desplaza al petróleo, ver la Figura.

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Yacimiento con Empuje por Gas en Solución: a) Condiciones Iniciales; b) En Producción. El gas que está en solución se comienza a liberar del crudo una vez que la presión declina por debajo de la presión de burbujeo; el gas se libera en forma de burbujas inmersas dentro de la zona de petróleo, permaneciendo estáticas y expandiéndose ocupando parte del espacio poroso que es desalojado por el petróleo producido e impulsando al crudo mientras ocurre la expansión. Luego que el gas interno liberado en la zona de petróleo alcanza la saturación crítica, este se comienza a desplazarse hacia los pozos productores generando entonces un arrastre sobre el crudo contribuyendo así a que el crudo sea impulsado hacia dichos pozos. Este mecanismo de producción es el más corriente y generalmente contribuye a la producción de la gran mayoría de los yacimientos. La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en solución, de las propiedades de las rocas y del petróleo, y de la estructura geológica del yacimiento y generalmente predomina cuando no hay otras fuentes de energías naturales como un acuífero o capa de gas. En general, los recobros que se logran son bajos, en el orden de un 10% a un 30% del POES, debido a que el gas en el yacimiento es más móvil que la fase de petróleo. A medida que la presión declina, el gas fluye a una tasa más rápida que la del petróleo, provocando un rápido agotamiento de la energía del yacimiento. lo cual se nota por el incremento de las relaciones gas-petróleo (RGP) del campo. Los TIPOS DE YACIMIENTOS

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yacimientos con empujes por gas en solución son, usualmente, buenos candidatos para la inyección de agua. Las características mas importantes que identifican al mecanismo de empuje por gas en solución son:  La presión del yacimiento declina de forma continua.  La relación gas-petróleo es al principio menor que la razón gas disuelto-petróleo a la presión de burbujeo, luego, se incrementa hasta un máximo para después declinar.  El factor de recobro característico de yacimientos bajo este mecanismo está entre 10% y 30% Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Capa de Gas El Empuje por Capa de Gas ocurre en yacimientos saturados cuyos fluidos no están uniformemente distribuidos y la presión es menor que la de burbuja. Bajo estas condiciones existirá una capa de gas encima de la zona de petróleo, la cual se expandirá desplazando al petróleo hacia los pozos productores. Cuando un yacimiento tiene una capa de gas, como se muestra en la Figura, debe existir una cantidad de energía almacenada en forma de gas comprimido, la cual se libera al expandirse mientras se extraen los fluidos del yacimiento, de modo que el petróleo es desplazado externamente a través del contacto gas-petróleo (CGP).

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Yacimiento con Empuje por Capa de Gas : a) Condiciones Iniciales; b) En Producción. La expansión de la capa de gas está limitada por el nivel deseado de la presión del yacimiento y por la producción de gas después que los conos de gas llegan a los pozos productores. El tamaño o proporción del volumen de la capa de gas en relación con el volumen de la zona de petróleo, a condiciones de yacimientos, será un indicador de la importancia de este mecanismo Los yacimientos con capas de gas muy grandes no se consideran buenos candidatos para la inyección de agua; en su lugar, se utiliza inyección de gas para mantener la presión dentro de la capa. Cuando en tales yacimientos existe una zona de agua en el fondo, se puede aplicar un programa combinado de inyección de agua y gas tal como se muestra en la Figura. Se deben tomar precauciones con estos programas combinados de inyección, ya que existe el riesgo de que el petróleo sea desplazado hacia la región de la capa de gas y quede entrampado al final de la invasión.

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Yacimiento con Empuje Combinados por Inyección de Agua y Gas: a) Condiciones Iniciales; b) En Producción. Las características mas importantes que identifican al mecanismo de empuje por capa de gas son:  La presión del yacimiento disminuye lentamente y en forma continua  La relación gas-petróleo depende de de la ubicación de los pozos en el yacimiento. En los pozos ubicados en la parte alta de la estructura, este parámetro ira aumentando en forma continua. En los pozos ubicados en la parte baja, la relación gas-petróleo estará a nivel de la razón gas disuelto-petróleo correspondiente a la presión actual del yacimiento.  El factor de recobro se estima entre un 20% al 40% del POES. Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Expansión de los Fluidos

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Dadas las condiciones de presión y temperatura existentes en los yacimientos, cualquier reducción de la presión causará una expansión de los fluidos en el mismo. A este efecto se le conoce como mecanismo de empuje por expansión de los fluidos. Este Mecanismo está presente en todos los yacimientos, pero es más importante en yacimientos donde la presión es mayor que la presión de burbujeo (yacimientos subsaturados) en donde todos los componente de los hidrocarburos se encuentran en fase líquida, así también, es el mecanismo principal a través del cual producen los yacimientos de gas. La expansión de los fluidos en el medio poroso ocurre debido a la reducción de la presión interna en los poros por efecto de la producción a través de los pozos ; esta expansión permite que el espacio poroso desalojado por los fluidos producidos sean ocupados por los fluidos remanentes que van quedando en el yacimiento, de tal manera que los poros de la roca siempre permanecen llenos de fluidos. La expansión a su vez hace que el fluido se desplace, buscando salir de los poros de la roca hacia las áreas de drenaje de los pozos. Las características mas importantes que identifican al mecanismo de empuje por Expansión de los Fluidos son:  La presión del yacimiento declina rápidamente durante el tiempo en que este mecanismo sea el dominante.  La relación gas-petróleo de los pozos del yacimiento es similar a la razón gas disuelto-petróleo (Rsi),  El factor de recobro está estimado en el orden del 5% del POES, para el caso de yacimientos de petróleo. Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Expansión de los Fluidos La roca tanto como los fluidos, forma parte del sistema productor. debe distinguirse entre la compresibilidad bruta de la roca y la TIPOS DE YACIMIENTOS

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compresibilidad del medio poroso interconectado, siendo la última la más importante debido a que en la producción de hidrocarburos la reducción del volumen ocurre a nivel del sistema poroso que es en donde ocurren los cambios de presión. La compresibilidad de la roca causa cambios en el volumen poroso interconectado que se refleja en forma total, es decir: Si se tiene un cambio en la presión y se separa conceptualmente el cambio en la roca del cambio en los fluidos se tiene la reducción en el espacio poroso. La reducción en el espacio poroso se debe a la compactación de la roca a medida que la presión interna en los poros se reduce por efecto de la extracción de fluidos y al efecto del peso de las rocas suprayacentes sobre el yacimiento las cuales tienden a cerrar los poros y por ende existe menos espacio disponible para almacenar la misma cantidad de fluidos. Esto genera que parte del fluido en los poros sea desalojado y desplazado hacia las áreas de drenajes en los pozos productores del yacimiento, ver la Figura.

Yacimiento con Empuje por Compactación de las Rocas Una reducción en el volumen poroso posiblemente cause subsidencia en la superficie. La recuperación de petróleo mediante el empuje por compactación es significante solo si la compresibilidad de la formación es alta. Muchos yacimientos que tienen un significante empuje por compactación son someros y pobremente consolidados. Aunque el empuje por compactación incrementará la recuperación de petróleo, la compactación de la formación puede causar problemas tales como TIPOS DE YACIMIENTOS

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colapso al casing y reducir la productividad de los pozos debido a la reducción de la permeabilidad. En la mayoría de las cuencas sedimentarias, el gradiente de sobrecargaes aproximadamente de 1 Lpc por pies de profundidad. Parte de este peso es soportado por los granos de las rocas y el resto es soportado por los fluidos dentro del espacio poroso. La porción de la sobrecarga sostenida por los granos de las rocas es denominada presión de la matriz o del grano. En regiones con presiones normales, el gradiente de presión del fluido se encuentra entre 0.433 Lpc a 0.465 Lpc por pies de profundidad. Por lo tanto la presión del grano incrementará normalmente con la profundidad a una tasa de aproximadamente 0.54 Lpc a 0.56 Lpc por pies Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gravedad La Gravedad es un mecanismo de empuje muy lento, pero eficaz. Los pozos completados en yacimientos que ya no tienen otra energía que la gravedad se reconocen por que poseen tasas de producción lenta y constante para periodos muy largos. , ver la Figura. Yacimiento Empuje Gravedad

con por

La gravedad usualmente trabaja en conjunto con otros mecanismos de empuje para incrementar su eficiencia, así, por ejemplo, un yacimiento delgado y horizontal con un fuerte empuje de TIPOS DE YACIMIENTOS

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agua de fondo puede tener baja recuperación debido a que el agua tiende a conificar los pozos prematuramente, sobrepasando al petróleo; pero si el mismo yacimiento se encuentra inclinado estructural o estratigráficamente, el recobro aumenta debido a que la segregación gravitacional drena el petróleo hacia abajo, existiendo también la acción de empuje del agua del acuífero hacia arriba. Además, la gravedad estabiliza el frente de agua-petróleo durante la producción, disminuyendo así la cantidad de petróleo residual. Lo mismo sucede con las unidades grandes de capa de gas. Como la presión y la gravedad expulsan naturalmente el petróleo hacia los pozos, la capa de gas empuja el petróleo hacia la parte baja, estabilizando el límite entre lo que drena por gravedad y el contacto gas-petróleo. Es conveniente mencionar que el ingeniero de yacimientos debe aprovechar las características gravitacionales para tratar de poner a producir los pozos que se encuentran buzamiento abajo. Las características de producción que indican la ocurrencia de drenaje gravitacional o segregación son los siguientes:  Variaciones de la relación gas-petróleo con la estructura.  Aparentemente mejora el comportamiento permeabilidades relativas gas/petróleo.

de

las

 Aparente tendencia al mantenimiento de la presión.  Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40% a 80% del POES. Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gravedad En la mayoría de los yacimientos se presenta más de un tipo de empuje durante su vida productiva, bien sea en forma alternada o simultánea. En ambos casos, se dice que el yacimiento produce por empujes combinados. TIPOS DE YACIMIENTOS

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Es conveniente hacer notar que en todos los tipos de empuje están presentes las fuerzas de gravedad y capilaridad alterando positiva o negativamente la acción de tales empujes. En caso de yacimientos de gran espesor y/o de buzamiento pronunciado, el efecto de la gravedad puede hacer que el gas que sale de la solución con el petróleo fluya hacia la parte más alta de la estructura, en contracorriente con el petróleo, originando así una capa de gas secundaria o engrandeciendo la original. Esto dará un empuje adicional no existente en la capa de gas secundaria o aumentará la efectividad de la capa de gas original. Por otro lado, un fuerte empuje con agua abrumará completamente un empuje por gas en solución al mantener la presión por encima del punto de burbujeo. La Figura, Presenta curvas típicas de presión versus recobro para diferentes tipos de empujes. De acuerdo con el comportamiento de estos mecanismos se puede resumir que el empuje por gas en solución se caracteriza por una rápida declinación de la presión y una eficiencia de recuperación baja. En el caso de empuje por capa de gas, la presión se mantiene más alto que en el caso del empuje por gas en solución y por tanto la eficiencia de recuperación se mejora. El grado de mejoramiento depende del tamaño de la capa de gas en relación con el tamaño de la zona de petróleo y el procedimiento de producción utilizado. El empuje hidráulico es el más eficiente en mantener la presión del yacimiento y normalmente da la mayor eficiencia de recuperación en yacimientos de petróleo. Sin embargo, un yacimiento con empuje por capa de gas, producido de tal forma que se obtenga la mayor contribución de las fuerzas gravitacionales, puede dar una mayor recuperación que un empuje hidráulico.

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Comportamiento de la presión en función del porcentaje de recobro con los distintos mecanismos naturales de producción. En la siguiente Tabla se muestra un resumen de las características más importantes de los mecanismos naturales de producción. Características que identifican el tipo de Mecanismo Natural de Empujeen el yacimiento

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ACEITE VOLATIL GOR del aceite volátil El comportamiento del GOR es constante durante un tiempo(condiciones iniciales), mientras la presión del yacimiento este por encima de la presión de burbuja, es decir el petróleo no está saturado con gas como se observa en la figura, sin embargo debido a la poca compresibilidad de los líquidos del yacimiento, la presión del pozo cae drásticamente con la producción , provocando que en un momento determinado esté por debajo de la presión de burbuja, en donde el petróleo está saturado con gas, es decir contiene tanto gas disuelto cómo es posible, el cual tiene una viscosidad mucho más baja que el aceite y, por lo tanto, se mueve con mayor facilidad que éste cuando se perfora el pozo; la presión del yacimiento declina cada vez más y la cantidad de gas en el depósito también, esto provoca un aumento en la permeabilidad efectiva al gas y una disminución en la permeabilidad efectiva al petróleo, aumentando de forma drástica el GOR.

En la parte final de la vida útil de un yacimiento el GOR decrece por la baja presión del mismo, liberando grandes cantidades del gas en yacimiento (hasta un 50%) como se observa en la figura, provocando que la cantidad de gas disuelta en superficie sea menor gradualmente. Lo que diferencia el aceite volátil del aceite negro es que en este último los gases secos se desprenden en la primera etapa de la separación, mientras que lo gases retrógrados asociados al aceite volátil liberan algunos condensados en la primera etapa de separación, por lo que los aceites negros tienen típicamente un GOR superficial mayor durante la mayor parte del tiempo de producción.

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Comportamiento del GOR respecto al tiempo del aceite Volátil API del aceite volátil Inicialmente la cantidad de gas liberado en yacimiento es prácticamente insignificante, provocando un API constante, con el tiempo las proporciones crecientes de gas retrógrado producen la liberación de aceites volátiles lo cual aumenta la cantidad de condensados en la superficie; este condensado se mezcla con las proporciones decrecientes del petróleo producido, causando que la densidad del líquido en el tanque a condiciones de almacenamiento disminuya y por tanto aumente la gravedad API. Este cambio en la gravedad puede ser significativo, del orden de 10 o más unidades de API como se observa en la gráfica.

ACEITE NEGRO GOR del aceite negro TIPOS DE YACIMIENTOS

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El comportamiento del GOR es constante durante un tiempo largo(condiciones iniciales), mientras la presión del yacimiento este por encima de la presión de burbuja, es decir el petróleo no está saturado con gas como se observa en la figura 1.1, sin embargo debido a la poca compresibilidad de los líquidos del yacimiento, la presión del pozo cae drásticamente con la producción , provocando que en un momento determinado esté por debajo de la presión de burbuja, en donde el petróleo está saturado con gas, es decir contiene tanto gas disuelto cómo es posible, el cual tiene una viscosidad mucho más baja que el aceite y, por lo tanto, se mueve con mayor facilidad que éste cuando se perfora el pozo; la presión del yacimiento declina cada vez más y la cantidad de gas en el depósito también, esto provoca un aumento en la permeabilidad efectiva al gas y una disminución en la permeabilidad efectiva al petróleo, aumentando de forma drástica el GOR como se refleja en la gráfica

Comp GOR tiemp negro

ortamiento del respecto al odel aceite

API del aceite negro La gravedad API guarda relación inversa con la gravedad específica y por tanto con la densidad. Inicialmente el crudo recolectado en superficie mantiene una misma densidad, debido a que la cantidad de gas liberado en el yacimiento es insignificante en comparación a la cantidad de crudo, permitiendo que haya un crudo casi uniforme durante un periodo de tiempo relativamente corto, TIPOS DE YACIMIENTOS

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pero la cantidad de gas seco producido aumenta con la disminución de la presión del yacimiento, causando una disminución de los componentes más ligeros del petróleopor lo que aumenta su densidad, y por ende la gravedad API del petróleo en condiciones de tanque disminuye gradualmente a lo largo de la mayor parte de la vida del yacimiento. Esta disminución no es significativa (por lo general alrededor de 2° API de comienzo a fin). Al final de la vida de un yacimiento de aceite negro, la gravedad API del aceite en el tanque a condiciones de almacenamiento aumentará. A bajas presiones del yacimiento, el gas que sale de la solución del aceite en el yacimiento es lo suficientemente rico (gas húmedo) para liberar el condensado cuando se produce. Esto diluye el líquido en el tanque a condiciones de almacenamiento con condensado haciendo que la gravedad API aumente, pues su densidad disminuye

3. CONCLUSIONES Bueno en este periodo y capitulo obtuvimos los conocimientos de las diferentes clasificaciones de los yacimientos como ser los de tipo geológico los cuales nos indican en qué tipo de trampas se encuentran TIPOS DE YACIMIENTOS

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nuestro hidrocarburo ya sea estratigráfico, estructural o combinado , de esta manera poder identificar qué tipo de hidrocarburo se encuentra en el yacimiento. Para su producción existen distintos tipos de energía natural denominados mecanismos de empuje que pueden variar de acuerdo a la cantidad de hidrocarburo que puede ser desplazado por esta energía con respecto al tipo trampa en las que se encuentran y las características de su entorno para determinar si es viable para la producción del hidrocarburo encontrado. También conocemos las características del Yacimiento en cada fase que se puede encontrar ya sea como gas o como liquido (petróleo). Es bueno tomar en cuenta las clasificaciones de los Yacimientos, ya que de esa forma será más fácil su comprensión como yacimiento y será más fácil el entendimiento de la materia.

4. RECOMENDACIONES Se debe tomar en cuenta que estas Clasificaciones de Yacimientos nos indican las cantidades de hidrocarburos que podría tener cada tipo de yacimiento mencionado y se debe tener mucho cuidado con el uso de los términos. En cuanto al tipo de hidrocarburo se debe tomar muy en cuenta los gráficos, ya que estos nos van a identificar si nuestro hidrocarburo es líquido o gaseoso. También se debe tomar mucho en cuenta los libros o paginas de donde se obtiene la información, ya que estas deben ser confiables. 5. BIBLIOGRAFÍA

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 Fundamentos de ingeniería de yacimientos - Magdalena parís de       

Ferrer Ingeniería básica de yacimientos - Ing. José Ramón Rodríguez, Ingeniería de yacimientos petrolíferos - Hernando Vásquez Silva Recopilación Técnica Ingeniería De Yacimientos - Halliburton http://Ingeniera-en-fundamentos.lacomunidadpetrolera.com Nuevas técnicas para el manejo de Producción – W. Bruce Características y comportamiento de los hidrocarburos – M Martinez Fundamentos de ingeniería de reservorios – H. Escobar

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