CONTENIDOS

1. Origen del petrleo0. Historia del petrleo. 0. Composicin qumica. 0. Teoras sobre el origen de los hidrocarburos. 0. Tipos de Rocas, Ciclo de las rocas. 0. Propiedades del medio poroso. 0. Migracin y acumulacin de hidrocarburos. 0. Tipos de trampas. 0. Sistemas de unidades y conversiones en la industria de los hidrocarburos.

1. Generalidades de los yacimientos1. Caractersticas fsicas de los yacimientos.1. Fluidos asociados con los yacimientos de hidrocarburos. 1. Propiedades de los fluidos. Propiedades del medio poroso. 1. Comportamiento PVT de los fluidos. 1. Mecanismo de energa natural en los yacimientos

1. Exploracin de yacimientos de hidrocarburos2. Mtodos geolgicos y geofsicos de exploracin. 2. Tipos de pozos.

1. Generalidades de la perforacin de pozos4.1. Equipo de perforacin.4.2 Fluidos de perforacin. 4.3 Problemas asociados con la perforacin. 4.4 Control de pozos. Perforacin direccional.

1. Generalidades de la produccin de hidrocarburos (sistemas de levantamiento, recoleccin y tratamiento)4. Sistemas de levantamiento artificial.4. Equipo de cabeza de pozo. Facilidades de superficie. 4. Tratamiento y almacenamiento del petrleo y del gas. 4. Tratamiento del agua de produccin.

1. Generalidades del transporte de hidrocarburos5. Lneas5. Estaciones5. Terminales

1. Generalidades de la refinacin del petrleo6. Refinacin. Conceptos6. Estructura fsica6. Procesos de refinacin6. Productos de refinacin y usos6. La industria de refinacin en Colombia

1. Fuentes alternas de energa7. Principios de operacin de las diferentes fuentes alternas de energa. 7. Principales fuentes alternas: energa elica, mareomotriz, hidrulica, geotrmica, solar, nuclear, biomasa. Biocombustibles.7. Ventajas y Desventajas.

1. Fuentes no convencionales de hidrocarburos8. Gas Asociado a Mantos de Carbn8. Hidratos, Arenas Bituminosas8. Plataformas Costa afuera.

CRITERIOS INSTITUCIONALES DE EVALUACIN

La evaluacin se har teniendo como referente los resultados de aprendizaje previstos en cada unidad y corte, los cuales sern comunicados a los estudiantes antes de valorar su desempeo. Se har uso de diversas estrategias para recoger, como mnimo, tres evidencias de aprendizaje en cada uno de los tres cortes que establece el calendario acadmico semestral. Para garantizar un seguimiento efectivo del aprendizaje es necesario realizar una evaluacin diagnstica al comienzo del semestre con el fin de determinar los presaberes requeridos para iniciar el nuevo proceso de aprendizaje. Igualmente, se deben realizar evaluaciones peridicas para observar progresos en el aprendizaje de los estudiantes. Al finalizar cada corte se realizar una evaluacin escrita (parcial) para evidenciar los aprendizajes esperados y certificarlos mediante una calificacin (valoracin cuantitativa) en una escala de 0.0 a 5.0.

BIBLIOGRAFA

MUOZ N., Samuel F. Generalidades de la exploracin y explotacin petrolera. UIS, 1990. MONSALVE M, Carlos J. Generalidades del Petrleo. UIS, 1993. NUR, Yamile. Manual sistematizado en Ingeniera de petrleos Proyecto de grado. UIS, 1992. VAN DYKE, Kate. Fundamental of Petroleum. 1997. GRAY, Forest. Petroleum Production in Nontechnical Language. 1995. TARBUCK, Edward. Ciencias de la Tierra. 2000. Revista Carta Petrolera de Ecopetrol: http://www.ecopetrol.com.co/contenido.aspx?conID=39168&catID=153 Revista Petrleo Internacional: http://www.petroleo.com Revistas, Boletines, comunicados y noticias de entidades relacionadas con la industria de los hidrocarburos: ACIPET, ECOPETROL, CPIP, ANH, SPE, MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA.

1. Origen del petrleo.

1.1 Historia del petrleo.1859 Coronel Esdwin Drake (21 mts) USA.Para finales del siglo XIX, en el ao 1883, se perfor cerca a Barranquilla, el primer pozo de petrleo Tubar, por dos lderes en exploracin:Manuel Mara Palacio y Diego Lpez,asesorados por el gelogo Luis Stiffler, que perforaron un pozo que lleg a producir 50 barriles por da, del precioso lquido.Por la misma poca, se construy y se puso en marcha, en el ao 1909, la primera refinera,Cartagena Oil Refining Co., para procesar crudo importado y con una capacidad de 400 barriles por da.Para finales del siglo XIX, en el ao 1883, se perfor cerca a Barranquilla, el primer pozo de petrleo Tubar, por dos lderes en exploracin:Manuel Mara Palacio y Diego Lpez,asesorados por el gelogo Luis Stiffler, que perforaron un pozo que lleg a producir 50 barriles por da, del precioso lquido.

Por la misma poca, se construy y se puso en marcha, en el ao 1909, la primera refinera,Cartagena OilRefining Co., para procesar crudo importado y con una capacidad de 400 barriles por da.

Sin embargo,el inicio de una explotacin petrolera formal se hizo en la conocida Concesin de Mares,firmada por el seor Roberto de Mares, el 28 de noviembre de1905, en representacin de una filial de la Standard Oil.

Contrato similar se firm con el General Virgilio Barco Martnez, en las cercanas de la frontera con Venezuela en el Catatumbo.

Las caractersticas fundamentales del Contrato de Concesin eran de una duracin de 50 aos,altrmino de los cuales, todos los bienes e instalaciones del concesionario revertan al Estado;los gastos e inversiones eran por cuenta del concesionario, y en contraprestacin el pas reciba unaregala correspondiente a aproximadamente de 11 % de la produccin.

Como consecuencia de esta reversin, el Gobierno Colombiano cre, el 25 de agosto de 1951, para hacerse cargo de estas instalaciones, la Empresa Colombiana de Petroleos, ECOPETROL.

El 22 de septiembre de 1969, el Gobierno Colombiano promulgla ley 20, que sirvi de basepara que el Contrato de Asociacin sustituyera el rgimen de Concesiones vigente.A partir de 1970, todos los Contratos firmados por ECOPETROL, sobre lasreas asignadas a la empresa por el Ministerio de Minas y Petrleos, eranContratos de Asociacin, amparados por laLey 20.

1.2 Composicin qumica.

El petrleo crudo vara mucho en su composicin, lo cual depende del tipo de yacimiento de donde provenga, pero en promedio podemos considerar que contiene entre 83 y 86% de carbono y entre 11 y 13% de hidrgeno.

En la composicin del petrleo crudo tambin figuran los derivados de azufre (que huelen a huevo podrido), adems del carbono e hidrgeno.

Para esto se clasifican los hidrocarburos del ptroleo en tres grandes series.

La primera serie est formada por los hidrocarburos acclicos saturados, llamados tambin parafnicos. Se les llama as porque no reaccionan fcilmente con otros compuestos. Su nombre proviene de las races griegas "parum", pequea y "affinis", afinidad. Su frmula general es CnH2n+2 (n es un nmero entero positivo).

Los cuatro primeros hidrocarburos de esta serie son el metano , el etano y el butano y son los principales componentes de los gases del petrleo.

A la segunda serie pertenecen los hidrocarburos cclicos saturados o naftnicos de frmula general CnH2n, tales como el ciclopentano C5H10 y el ciclohexano C6H12.

La tercera serie la forman los hidrocarburos cclicos no saturados, ms conocidos como hidrocarburos aromticos, cuya frmula general es CnH2n-6. El compuesto ms simple de esta serie es el benceno C6H6 , que tiene seis tomos de carbono unidos por dobles ligaduras alternadas formando un anillo.

La composicin del petrleo est basada en los siguientes elementos:

Hidrocarburos: De la estructura de los hidrocarburos depende el tipo de petrleo que se va a realizar. Los hidrocarburos estn compuestos en primer lugar por Hidrgeno, con un 85% aproximadamente de peso y tambin por carbono, con un 12% aproximado de peso.

En estos elementos no hidrocarburos tambin podemos enumerar otros componentes, como el hierro, el sodio, el nquel, plomo, etc.

Azufre: Que se sita en torno a un 0 y 2 % del peso total del petrleo

Nitrgeno: Ms o menos un 0,2% de peso en el petrleo.

Oxgeno: Elemento muy importante para la composicin del petrleo.

Todos estos elementos que aparecen forman la parte ms importante en la composicin del petrleo. Sin embargo, no son nada sin los componentes que los complementen para dar formar a este compuesto qumico. Esta es otra de las razones por las que el petrleo tiene mucha importancia, y es tan difcil de conseguir en determinadas zonas.

1.3 Teoras del origen de hidrocarburos.Se han formulado muchas teoras para explicar el origen del petrleo y del gas natural. Sin embargo, no ha sido posible determinarlo con exactitud por cuanto ha sido imposible identificar el sitio preciso o los materiales, donde un de psito determinado de petrleo tuvo su origen.

Principalmente se aceptan dos teoras para explicar el ori gen del petrleo: la inorgnica y la orgnica. La teora inorgnica supone que el carbono y el hidrgeno se mezclaron a grandes profundidades en un medio donde imperaban altsimas presiones y temperaturas, para formar el petrleo y el gas, los cuales, posteriormente, se escurrieron a travs de estructuras de rocas porosas, para quedar atrapados en ciertas formaciones favorables en el subsuelo.

TEORA INORGNICA

Algunas escuelas de pensamiento postulan con firmeza el origen inorgnico del petrleo, pero es de advertir que gran parte de sus defensores se encuentran en las filas de los qumicos, ya que en la actualidad la gran mayora de gelogos prefieren la teora orgnica para explicar la formacin del "aceite de piedra".

Entre los diferentes procesos que se han sugerido como posibles causas de la formacin inorgnica del petrleo, me recen mencionarse las siguientes:

Teora de los carburos

Se basa esta teora en el hecho, fcilmente demostrable en el laboratorio, de que los carburos de hierro y calcio en contacto con agua, producen hidrocarburos. Se asume entonces la existencia de grandes cantidades de carburos bajo la superficie de la tierra, los cuales, en contacto con as aguas subterrneas a alta temperatura generan hidrocarburos lquidos y gaseosos que ascienden a travs de fisuras, para condensarse y acumularse en los estratos sedimentarios superiores.

Teora de la caliza yeso

Esta teora sugiere que la accin del agua a altas temperaturas sobre las calizas y el yeso, presenten en la naturaleza, da como resultado la produccin de hidrocarburos. La teora no explica con exactitud los mecanismos qumicos necesarios, pero lo cierto es que los sulfatos y carbonatos de calcio (yeso y calcita) y el agua, contienen en s todos los elementos necesarios para la formacin de hidrocarburos y que, dentro de determinadas condiciones de temperatura y presin, no sera imposible la generacin de petrleo en es ta forma.

TEORA ORGNICA

La teora orgnica, por otra parte, supone que el carbono y el hidrgeno, que constituyen el petrleo, resultaron de pequeos organismos, tanto animales como vegetales, que vivieron en el mar o en regiones pantanosas.

La teora orgnica es generalmente la ms aceptada por los cientficos. Ella se funda en la evidencia dejada en las rocas del subsuelo por los mares y pantanos que, durante largos perodos de tiempo, cubrieron la mayor parte de lo que hoy son los continentes.

Las grandes cantidades de diminutas plantas y organismos animales que arrastraban los ros, junto con el limo, el lodo y posiblemente las cantidades an mayores de microorganismos marinos, ya depositados en el fondo, constituyeron la principal materia de la cual se form el petrleo. El cieno continuaba cubriendo estos pequeos organismos que al morir se depositaban en el fondo, con lo cual quedaban ais lados y protegidos, por la sal del mar contra descomposicin comn. Con el transcurso del tiempo, la presin, la temperatura, las bacterias y posiblemente otras fuerzas naturales y reacciones qumicas, lograron que estos despojos se transformaran en petrleo y gas natural.

Si aceptamos esta teora deberamos lgicamente buscarlo solamente en las regiones cubiertas de espesas capas de rocas sedimentarias, puesto que fue en estas rocas donde los organismos quedaron atrapados.

1.4 Rocas y el Ciclo de las Rocas En el ciclo de rocas, las rocas estn en constante movimiento! Haga click en las diferentes partes de este ciclo de rocas para conocer ms acerca de las: rocas sedimentarias rocas gneas rocas metamrficas, y cmo cambian a travs del tiempo geolgico!Todas las rocas que tenemos hoy en da (a excepcin de los meteoritos!), estn hechas del mismo material en que estaban hechas las rocas durante la poca cuando los dinosaurios y otras antiguas formas de vida caminaban, se arrastraban, o nadaban sobre la Tierra. Mientras que los materiales que componen las rocas se han mantenido iguales, las rocas no. Durante millones de aos, las rocas se han sido reciclando, y convirtiendo en otras rocas. El movimiento de la placas tectnica es responsable de destruir y formar diferentes tipos de rocas.

Qu es una Roca Sedimentaria?

Ondas sobre la arena de una playa, tales como la que se muestran en la fotografa superior (A) podran alguna vez llegar a convertirse en roca, como la piedra arenisca que aparece en la fotografa inferior (B). Esta piedra arenisca form parte de una playa hace 200 millones de aos, durante el perodo Trisico. Haz "click" en la imagen para una vista completaAmbas imagenes son Cortesa de Martin Miller, Universidad de Oregon Related links:Alguna vez has ido a la playa y hundido los dedos de tus pies en la arena? En unos cientos de aos esa arena se convertir en parte de una roca sedimentaria! Las rocas sedimentarias representan ms de tres cuartos de las rocas que se encuentran en la superficie de la Tierra. Se forman en la superficie de medio ambientes tales como, las playas, los ros, y ocanos, y en cualquier parte en donde se acumulen la arena, el barro y cualquier otro tipo de sedimento. Las rocas sedimentarias preservan un registro registro de los medio ambientes que existieron cuando se formaron. Al observar a las rocas sedimentarias de diferentes edades, los cientficos pueden determinar de qu manera han cambiado nuestro clima y medio ambientes a lo largo de la historia de la Tierra. Los fsiles de seres que vivieron en el pasado quedan tambin preservados en las rocas sedimentarias.Muchas rocas sedimentarias estn hechas de pequeos pedazos de otras rocas. A estas se les conocen como rocas sedimentarias clsticas. A los pedazos de piedras rotas se les llama sedimento. El sedimento es la arena que encuentras en la playa, el barro en el fondo de un lago, las piedras de un ro, y hasta el polvo sobre tus muebles. Con el paso del tiempo, el sedimento podra formar una roca, si estos pedazos se cementan entre s. Existen otros tipos de rocas sedimentarias, cuyas partciulas no provienen de fragmentos de rocas. Las rocas sedimentarias qumicas estn hechas de cristales minerales tales como la halita y el yeso, que se forman a travs de procesos qumicos. Las partculas de sedimento de las rocas sedimentarias orgnicas son los restos de seres vivos como las conchas de almejas, esqueletos de plancton, huesos de dinosaurios y plantas.

Rocas Igneas

Los enlaces en color gris lo llevan a pginas en Ingls an no traducidas al Espaol.

Algunas rocas gneas se forman por la lava volcnica. Haz "click" en la imagen para una vista completaCortesa de USGS. Related links:Una Roca Recin Encontrada Podra Probar que la Antrtida y Norteamrica Estuvieron Conectadas Las rocas gneas se forman cuando la roca derretida se enfra y se solidifica. A la roca derretida se le llama magma, cuando est por debajo de la superficie de la Tierra; y se le llama lava, cuando est sobre la superficie.Las rocas gneas se dividen en dos grupos, dependiendo de el lugar en dnde se forma la roca. Las rocas gneas que se forman por debajo de la superficie de la Tierra se llaman, rocas gneas intrusivas, (o plutnicas). Estas rocas se forman cuando el magma penetra un bolsillo o recmara subterrnea que se encuentra relativamente fra y que las solidifica en forma de cristales debido a que se enfra muy lentamente, y genera rocas que contienen grandes cristales.Las rocas gneas que se forman sobre la superficie de la Tierra se llaman rocas gneas extrusivas. A estas rocas tambin se les conoce como rocas volcnicas, ya que se forman de la lava que se enfra en o sobre el nivel de la superficie de la Tierra.

Rocas MetamrficasLos enlaces en color gris lo llevan a pginas en Ingls an no traducidas al Espaol.

El metamorfismo usualmente ocurre en el lugar donde las placas se unen; las rocas son calentadas y se encuentran bajo alta presin. L.Gardiner/Original de Windows. Alguna vez has escuchado acerca de la metamorfosis de las orugas en mariposas?. Pues bien, las rocas sufren metamorfosis tambin!. No le crecen alas como a las mariposas;pero si cambian!. Las rocas sufren metamorfosis cuando se encuentran en un lugar muy caliente y bajo altas presiones. Este tipo de condiciones se encuentran en donde se unen las placas tectnicas de la Tierra. All, las placas que chocan trituran las rocas, y las piscinas de magma las calientan a grandes profundidades. Algunas rocas slo cambian un poco, mientras que otras cambian bastante. Cuando una roca sufre metamorfosis, el cristal mineral cambia. Generalmente, durante el proceso de metamorfosis, los mismos ingredientes qumicos se usan para formar nuevos cristales. Otras veces, nuevos tipos de minerales que no estaban presentes en la roca anteriormente, crecen en ella. Con frecuencia, minerales como la mica, se alnean perpendicularmente (en ngulo recto), con respecto a la presin. Cuando los minerales de una roca metamrfica se alnean de este modo se llama, foliacin. Algunas rocas metamrficas son laminadas, mientras que otras no son laminadas.Cualquier roca puede sufrir metamorfosis. Las rocas pueden ser alteradas en pequeas reas de metamorfismo por contacto, o en grandes reas como el metamorfismo regional. Averigua qu es Laminado! Prueba este experimento, para averiguar cmo los minerales se orientan cuando una roca se encuentra bajo presin. 1. Agrega escamas de mica a un pedazo de plastilina. La plastilina representar a la roca que se encuentra bajo el proceso de metamorfosis.2. Amase la plastilina hasta que las escamas de mica se incorporen bien, luego haga una bola. 3. Parta la bola por la mitad. Las escamas iran en todas direcciones, al igual que sucedera en una roca que no ha sufrido metamorfosis.4. Tome una de las mitades de la bola, y aplastela con la palma de la mano. La presin que est aplicando es similar a la presin que ejerce la parte rocosa de la Tierra sobre la tectnica de placas.5. Parta en dos la plastilina aplastada, y observe lo que le sucedi a las escamas de mica!

1.5 Propiedades fsicas del medio poroso

1. PorosidadLa porosidad se define como la relacin entre el volumen poroso y el volumen total de la roca (la propiedad inversa a la porosidad es la compacidad). Matemticamente:= porosidadVp = volumen porosoVt = volumen totalDe acuerdo a la interconexin del volumen poroso, la porosidad se define en porosidades absoluta, efectiva y no efectiva.

1.1. Clasificacin de la porosidadDurante el proceso de sedimentacin y mitificacin, algunos de los poros que se desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos diagenticos o catagnicos tales como cementacin y compactacin. Por ende, existirn poros interconectados y otros aislados. Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y efectiva dependiendo de que espacios porales se miden durante la determinacin del volumen de estos espacios porosos.

1.1.1. Porosidad absolutaEs aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca est o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosmetros comerciales. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y no tener conductividad de fluidos debido a la carencia de interconexin poral. La lava es un ejemplo tpico de esto.

1.1.2. Porosidad efectiva.Es la relacin del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca. Esta porosidad es una indicacin de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca. La porosidad efectiva es afectada por un nmero de factores litolgicos como tipo, contenido e hidratacin de arcillas presentes en la roca, entre otros.

1.1.3. Porosidad no efectiva. Es la diferencia que existe entre las porosidad absoluta y efectiva.

1.2. Clasificacin Geolgica de la porosidad A medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos, el agua fue el primer fluido que llen el espacio poroso. Esta agua se le denomina agua connata. Un mtodo comn de clasificacin de la porosidad se basa en la condicin si porosidad se form inicialmente o si fue producto de una diagnesis subsiguiente (dolomitizacin), catagnesis, campo de esfuerzos o percolacin de agua.

1.2.1. Porosidad primaria o intergranular.La cual se desarroll al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados. Rocas sedimentarias con este tipo de porosidad son: areniscas (detrticas o clsticas) y calizas (no detrticas). La porosidad primaria a su vez se clasifica en:

1.2.1.1. Porosidad intercristalina.Se refiere a los espacios existentes entre los planos de un cristal o espacios vacos entre cristales. Muchos de stos poros son sub-capilares, v.g. poros menores de 0.002 mm de dimetro. La porosidad que se encuentra entre cristales o partculas tamao lodo se llama comnmente microporosidad.

1.2.1.2. Porosidad Integranular.Es funcin del espacio vaco entre granos, es decir, de los espacios intersticiales de toda clase en todo tipo de roca. Esta porosidad comprende tamao sub-capilar a super-capilar. Generalmente, los espacios tienen un dimetro mayor de 0.5 mm.

1.2.1.3. Planos estratificados.Existe concentracin de espacios vacos de diferentes variedades paralelos a los planos de estratificacin. Las geometras mayores de muchos yacimientos petroleros estn controladas por este tipo de porosidad. Entre las causas de espacios vacos en los planos estratificados se cuentan: diferencias de los sedimentos depositados, tamao de partculas y arreglo de depositacin y ambientes de depositacin.

1.2.1.4. Espacios Sedimentarios Miscelneos.Esto se debe a: (1) espacios vacos resultantes de la depositacin de fragmentos detrticos de fsiles, (2) espacios vacos resultantes del empaquetamiento de oolitas, (3) espacios cavernosos de tamao irregular y variable formados durante el tiempo de depositacin, y (4) espacios creados por organismos vivos en el momento de la depositacin.1.2.2. Porosidad secundaria, inducida o vugular.Ocurre por un proceso geolgico o artificial subsiguiente a la depositacin de sedimentos. Puede ser debida a la solucin o fractura (artificial o natural) o cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita). La porosidad secundaria es el resultado de un proceso geolgico (diagnesis y catagnesis) que tom lugar despus de la depositacin de los sedimentos. La magnitud, forma, tamao e interconexin de los poros podra no tener relacin directa de la forma de las partculassedimentarias originales. La porosidad secundaria se clasifica en:

1.2.2.1. Porosidad de disolucin.Integrada por canales resultantes de la disolucin del material rocoso por accin de soluciones calientes o tibias que circulan o percolan a travs de la roca. Las aperturas causadas por meteorizacin (juntas alargadas y cavernas) y espacios vacos causados por organismos vivientes pueden sufrir alargamiento debido a dilucin.

1.2.2.2. Dolomitizacin.Es el proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita segn la siguiente reaccin:

Algunas rocas carbonatas estn constituidas solamente por calizas. Si el agua circulante a travs del espacio poroso contiene suficientes cantidades de magnesio disuelto, el calcio en la roca puede intercambiarse por el magnesio en solucin. Como el magnesio es considerablemente ms pequeo que el calcio, la resultante dolomita tendr una porosidad mayor, cuyo incremento oscila entre el 12-13 %.1.2.2.3. Porosidad de Fractura.Son aperturas en la roca producto de fallamiento estructural de las rocas del yacimiento debido a tensin originada por actividades tectnicas tales como doblamiento y falla. Esta incluye juntas, fisuras, y fracturas. Las porosidades de fractura normalmente no superan el 1 % en carbonatos. 1.2.2.4. Espacios secundarios miscelneos.En esta clasificacin se tienen: (1) a arrecifes, los cuales son aperturas en las crestas de anticlinales estrechos, (2) pinchamientos y llanos, los cuales son aperturas formadas por la separacin de estratos sometidos a un suave desplome, y (3) espacios vacos causados por brechas submarinas y conglomerados que resultan de movimientos gravitarios del material del fondo marino despus de mitificacin parcial.

2.1.3. Factores que afectan la porosidad2.1.3.1. Tipo de empaque.Idealmente se pueden formar los siguientes tipos de empaquetamientos los cuales tienen diferente valor de porosidad. El incremento de la presin de confinamiento hace que los granos pobremente clasificados y angulares muestren un cambio progresivo de empaquetamiento aleatorio a un empaque ms cerrado, reduciendo con ello la porosidad. Segn el tipo de empaque se tienen los siguientes valore de porosidad:

Cbico, porosidad = 47.6 %Romboedral, porosidad = 25.9 %Ortorrmbico, porosidad = 39.54 %Tetragonal esfenoidal, porosidad = 30.91 %

Para el sistema cbico se tiene:

1.3.2. Grado de cementacin o consolidacin.Cemento que une los granos y que se forma posterior a la depositacin ya sea por dilucin de los mismos granos o por transporte. Son cementos: carbonato de calcio, carbonato de magnesio, carbonato de hierro, limonita, hematita, dolomita de sulfato de calcio, arcillas, y combinacin de estos. Las areniscas altamente cementadas presentan bajas porosidades. Lo contrario ocurre con rocas poco consolidadas. La cementacin toma lugar tanto en el tiempo de mitificacin como en el proceso de alteracin de la rocas causada por agua circulante. De la calidad del material cementante depender la firmeza y compactacin de la roca. Se tiene, entonces, formaciones consolidados, poco consolidados y no consolidados.1.3.3. Geometra y distribucin de granosSe debe a la uniformidad o clasificacin de los granos. Dicha clasificacin depende, a su vez, de la distribucin del tamao del material, tipo de depositacin, caractersticas actuales y duracin del proceso sedimentario. Cuando los granos son ms redondeados proporcionan ms homogeneidad al sistema y por ende la porosidad ser mayor.

1.3.4. Presin de las capas suprayacentes. Las capas suprayacentes pueden compactar el yacimiento y reducir el espacio poroso. La compactacin tiende a cerrar los espacios vacos, forzar el fluido a salir y permitir un mayor acercamiento de las partculas minerales, especialmente en rocas sedimentarias de grano fino.

1.6 Migracin y acumulacin de hidrocarburos.

Migracin de los hidrocarburosDe manera general, se agrupan bajo el termino de migraciones,todos los desplazamientos de los hidrocarburos en el interiorde los hidrocarburos en el interior de la corteza terrestre.De manera especfica la migracin de los hidrocarburos es el desplazamiento de los hidrocarburos desde las rocas madre atravs de las formaciones porosas y permeables hasta losalmacenes, y posteriormente hacia las trampas, dondequedaran atrapados.Existen 2 tipos de migracin- Migracin primaria- Migracin secundaria.

Migracin primaria (expulsin)Es el desplazamiento de los hidrocarburos desde la roca madrehasta los niveles de rocas porosas y permeables q lostransportan a otros puntos denominados carrier beds (capasde transporte).La migracin primaria puede darse hacia niveles superiores oinferiores.El proceso de la expulsin del petrleo de la roca madre escomplejo y aun poco entendido.La reconstruccin de la historia y eficiencia del proceso deexpulsin es fundamental en los estudios de sincronismo ybalance de masas en sistemas petrolferos.

Mecanismos de expulsin de los hidrocarburosHay 4 mecanismos de expulsin de los hidrocarburos-Expulsin de los hidrocarburos en solucin acuosa-Exp de hidrocarburos como pproto petrleo-Exp del petrleo en solucin gaseosa-Migracin como fase libre

De todos los mecanismos propuestos, el mas factible seria lamigracin como una fase nica atravez de las microfracturascausadas por liberacin de la sobrepresin. La conversin de kerogeno a petrleo produce un significativo aumento devolumen, lo q origina un incremento de presin en los poros dela roca madre; esto podra producir microfracturacion quepermite una liberacin de presin, y la migracin del petrleofuera de la roca madre a niveles adyacentes porosos ypermeables q costituyen los carrier beds, y apartir de estepunto, se producira la migracin secundaria.

Expulsin de los hidrocarburos en solucin acuosaPor compactacin de la roca madre durante el enterramiento,el tamao de los poros se hace menor q el tamao de lasmolculas de petrleo, apartir de aqu se puede dar varioscasos:--Expulsin del agua interstisial, q arrastra minsculas gotasde petrleo recin formado.--Los hidrocarburos son muy poco solubles en agua; siexistiera la suficiente cantidad de agua, esta baja solubilidadpodra movilizar grandes grandes volmenes de petrleo.--Difucion de los hidrocarburos: no se necesitan grandescantidades de agua, ya que los hidrocarburos se moveranpor difucion en una fase acuosa estatica hacia losalmacenes; seria efectivo en distancias cortas.- -Suspensin coloidal.

Exp de hidro como protopetroleoMigracin de los precursores de los hidrocarburos, es decir deprecursores tipo NO-S asociado a grupos funcionales (cidos yalcoholes) mucho mas solubles; en etapas posteriores; estosprecursores se transformaran en hidrocarburos.

Expulsin del petrleo en solucin gaseosaSe emite gas a presin que arrastra el petrleo.

Migracin como fase libre--Fase del petrleo libre: cuando la roca madre generahidrocarburos suficiente como para saturar el aguaintersticial, puede formarse pequeas gotas de petrleolibre en los poros; a medida q el agua es expulsada porcompactacin, las gotas de petrleo sern tambinexpulsadas hacia los sedimentos de grano grueso.--Desarrollo de un retculo de petrleo libre en los poros; lasmolculas de petrleo pueden llegar a constituir tambin unretculo continuo a medida q se unen y desplazan el agua delas zonas donde la estructuracin es menor. Una vezconstituida el retculo, necesitamos una fuerza q movilice elpetrleo: la sobrepresin, bajo el cual se movilizara elpetrleo mas fcilmente q el agua.--Reticulo tridimensional de kerogeno: los hidrocarburosgenerados en una matriz de materia orgnica o kerogenica,fluiran a travs de ella hasta la roca almacen, donde lasgotas de petrleo o las burbujas de gas se unirn paradesplazarse por gravedad (flotabilidad) hasta la trampa. Lapresin diferencial q originaria inicialmente el movimiento,puede deberse a la mayor compactacin de las arcillaskerogenicas, a la expansin volumtrica q produce laformacin del petrleo, a la expansin producida por lageneracin de gas o a la convinacion de estos factores. Laconcentracin minima de hidrocarburos libres debe ser de 2.5-10%; con valores inferiores a 1%, se rompe lacontinuidad del retculo, y auq se forme petrleo, este nopuede fluir.

Eficacia de la expulsinSolo una parte del petrleo generado es expulsado de la rocamadre. En rocas ricas la expulsin del petrleo oscila entre 60 y90%.Podemos clasificarlos las rocas madre, segn el tipo y la concentracin inicial de kerogeno, su ndice de generacin depetrleo (PGI), y la eficacia de expulsin de petrleo (PEE):--Clase I: kerogeno labil mayor 10 kg/t. la generacin comienza a 100 C, con la generacin rico en petrleo.--Clase II: kerogeno menor a 5 Kg/t--Clase III: kerogeno refractario

Migracin primariaMecanismos propuestos en el pasado para explicar la expulsindel petrleo:-Solucin miselar: formacin de agregados de molculas depetrleo mas ac orgnicos, solubles en agua.--Solucin molecular: los HCserian expulsados en solucin enel agua.-Difucion molecular: los HC seria expulsados x difucion desdesitios con altas concentraciones para sitios con bajas concentraciones

Factores q controlan el mov del petrleo dentro y asia afuera de la roca madre:--Interaccion con el kerogeno-absorcio/desorcion controlada xla composicin del kerogen y del petrleo, P y T.--Permeabilidad relativa saturaciones bajas de petrleo sonsuficientes para iniciar el flujo dentro de la roca madre--Presin capilar depende de la porosidad de la lutita, ladensidad de los fluidos y la humectabilidad.--Sobrepresin causada por la asocion de desequilibrio decompactacin con incremento de volumen por la conversindel kerogen en petrleo.

MIGRACIN SECUNDARIA--La MS concentra el petrleo en lugares especficos (trampas), de donde se extrae comercialmente. La principal diferencia entre la primaria y la secundaria, son las condiciones de porosidad, permeabilidad y distribucin del tamao de los poros en la roca en la cual se produce la migracin; estos parmetros son mayores en el carrier bed.Los mecanismos de migracin tambin son diferentes.--El punto final de la MS es la trampa o la filtracin a la superficie; si la trampa es eliminada en un momento de su historia, el petrleo acumulado puede migrar nuevamente hacia otras trampas, o filtrarse hacia la superficie.Elementos necesarios para la MS--Porosidad--Permeabilidad--Gradiente de presin

Mecanismos de la MSEn este proceso actan dos grupos de fuerza--Fuerzas conductoras principales (main driving forces)--Fuerzas restrictivas

Fuerzas conductoras principales--Gradiente de presin en los poros : tiende amover a todos los fluidos de los poros haciazonas de menor presin.--Condiciones hidrodinmicas--Flotabilidad: fuerzas vertical directa, originada xla diferencia de P entre algunos puntos de unacolumna continua de petrleo y el agua de losporos adyacentes. Es funcin de la diferencia dedensidades entre el petrleo, el agua de losporos y el peso de la columna de petrleo:P = Yh.g(pw-ph).

Fuerzas restrictivas

--Cuando una gota se mueve hacia los poros de una roca, se efecta un trabajo para distorsionar esa gota y colarla a travs de la entrada del poro; la fuerza requerida es la presin capilar, y es funcin del radio del poro, de la tensin interfacial de superficie entre el agua y el petrleo, y la capilaridad de humectacin del sistema petrleo-roca.--La tensin interfacial: depende de las propiedades del petrleo y del agua, y es independiente de las caractersticas de la roca.--La tensin interfacial gas-agua es ms alta q de petrleo-agua--La presin de flotabilidad es mas grande para el gas.--El tamao de los poros es el factor mas importante en la migracin secundaria y en el entrampamiento.-la saturacin del petrleo necesaria para producir gotas conectadas, es muy pequea.

Fallas y FracturasLas zonas de las fallas pueden actuar como conductoras o como barreras para la migracin secundaria (especialmente la migracin lateral, al interrumpirse la continuidad lateral del carrier bed, ya que los espejos de fallas son frecuentemente impermeables).Las diaclasas, si permanecen abiertas, pueden ser vas efectivas de migracin.Vas de drenaje de la migracin-En ausencia de los procesos hidrodinmicos, la fuerza conductora de la migracin, es la flotabilidad; en esas condiciones del el petrleo tiende a moverse en la direccin de max pendiente es decir de forma perpendicular a los contornos estructurales.

1.7 Tipos de trampasTRAMPAS

Las trampas son los lugares del subsuelo donde ocurre la acumulacin comercial de hidrocarburos. Existen tres categoras fundamentales de trampas (figura No IV.8):

a) Trampas estructuralesb) Trampas estratigrficasc) Trampas mixtas.

TRAMPAS ESTRUCTURALESEstas son las ms comunes y son el resultado de la tectnica y de los factores que originan la acumulacin. Existen muchas variedades de trampas estructurales y combinaciones de estas, pero las principales son: - Anticlinales: Los cuales son formados por efecto de compresin, usualmente asociadas a mrgenes continentales. Estos plegamientos pueden ser de muchos tipos, pero frecuentemente estn asociados a fallamiento inverso. Estos tipo de trampas estructurales son muy frecuentemente bien observados en la ssmica y su extensin puede ser desde metros hasta algunos kilmetros.- Fallas: Estas son estructuras muy importantes en las acumulaciones de hidrocarburos, estas tienden a sellar los yacimientos. En realidad existen varios tipos de fallas: las normales, inversas y Rumbo deslizantes.

TRAMPAS ESTRATIGRAFICASEsts se forman por cambios laterales de facies, aunque tambin cambios verticales en las caractersticas litolgicas de la roca. Existen una gama infinita de trampas y modelos estratigrficos y estas estn condicionadas por la variacin en la estratigrafa, litologa de la roca de yacimiento, tales como un cambio de facies, variacin local de la pororsidad y permeabilidad o una terminacin estructura arriba de la roca.

Las trampas estratigrficas son las ms difciles de localizar en el sismograma, ya que, los procesos que la originan son de carcter singenetico diagenetico. Existen una variedad de trampas estratigrficas, entre las cuales tenemos:- Canales fluviales- Barras de meandros- Arrecifes- Asociadas a discordancias- Trampas diageneticas- Asociadas a diapiros- Canales distributarios deltaicos- Barras de desembocadura deltaica.

TRAMPAS MIXTAS Existe tambin una gran variedad de yacimientos que desde el punto de vista de su gnesis pueden ser de tipo mixtos, o sea, estructural y tambin estratigrficas, ejemplo de ellas pueden ser una combinacin de discordancia y fallamiento

1.8 Sistemas de unidades y convenciones en la industria de hidrocarburos.

Sistema AmericanoSistema InglesSistema Internacional

Unidades de la Industria PetrolferaEl petrleo crudo y los productos refinados derivados de l se suelen medir bien en volumen (galones o barriles estadounidenses) o en peso (toneladas cortas o toneladas mtricas). La relacin entre volumen y masa se caracteriza por la densidad (o alternativamente densidad relativa o gravedad especfica). Las cantidades de petrleo producido, transportado o procesado se expresan en barriles por da (bpd o b/d). Una regla imprecisa pero sencilla es que un barril por da equivale aproximadamente a 50 toneladas mtricas al ao, aunque naturalmente el nmero exacto depende de la densidad y el tipo de producto.Para medir la energa la unidad ms habitual es la Tonelada equivalente de petrleo (Tep en castellano, Toe en ingls). Su valor equivale a la energa que hay en una tonelada de petrleo y, como puede variar segn la composicin de este, se ha tomado un valor convencional de 41,9 GJ. 1 Bep (barril equivalente de petrleo) = 0,14 Tep.La energa del gas natural tambin se suele convertir a barriles equivalentes de petrleo mediante el ratio de 155,4 m3 GN/ bep. Este cociente se basa en la energa equivalente media contenida en el total de las reservas actuales de gas natural.Otros coeficientes de equivalencia energtica para otras fuentes comunes se presentan en la tabla adjunta debajo.La Gravedad API es una escala que se utiliza frecuentemente para expresar la gravedad o densidad de un producto petrolfero lquido. El crudo se describe a menudo en trminos de su ligereza o pesadez basado en el ndice API. Un nmero elevado se asocia con crudo ligero y viceversa. En el documento adjunto se presentan datos de la relacin entre la densidad relativa y la escala API, as como datos tpicos para cada tipo de producto petrolfero

EQUIVALENCIAS EN VOLUMEN:

1 barril US = 158,98 litros = 0,159 m3= 42 galones US = 34,97 galones UK = 5,615 ft3= 0,136 Tm (aprox.)

1 galn US = 0,1337 ft3= 3,785 litros = 0,003785 m3= 0,0238 barriles US = 0,8327 galones UK

1 galn UK = 277,42 in3 = 1,2009 galones US = 4,5461 litros = 0,004561 m3= 0,02859 barriles US = 0,1605 ft3

1 litro = 1000 cm3= 0,03531 ft3= 61,024 in3 = 1,7597 pt = 0,2199 galones UK = 0,2642 galones US

1 metro cbico = 35,315 ft3= 219,97 galones UK = 1000 litros = 6,2898 barriles US = 264,17 galones US

1 (m3 normales/d) = 37,3 ft3 estndar /d (SCFD) [flujo de gas] EQUIVALENCIAS EN MASA:

1 onza (oz) = 28,35 gramos 1 libra (lb) = 0,4536 kilogramos = 0,009 cwt 1 quintal (cwt) = 112 lb = 50,802 kg 1 tonelada mtrica = 0,9842 toneladas largas = 1,1023 toneladas cortas = 2204,6 lb 1 tonelada larga = 1,016 Tm o inglesa = 1,12 toneladas cortas

1 tonelada corta = 0,9072 Tm = 2000 lb PRESIN:

1 bar = 0,987 atmsferas = 750,1 mm Hg = 14,50 lb/in2= 1,020 kg-fuerza/cm21 kg-fuerza/cm2 = 14,22 lb/in2

DENSIDAD RELATIVA DEL PETRLEO:Grados API= ( 141.5/densidad relative a 60F)-131.5

Grados Densidad Barriles* API relativa por tonelada mtrica ------------------------------------ 25 0,904 6,98 26 0,898 7,02 27 0,893 7,06 28 0,887 7,10 29 0,882 7,15 30 0,876 7,19 31 0,871 7,24 32 0,865 7,28 33 0,860 7,33 34 0,855 7,335 0,850 7,42 36 0,845 7,46 37 0,840 7,51 38 0,835 7,55 39 0,830 7,60 40 0,825 7,64 41 0,820 7,69 42 0,816 7,73 ------------------------------------ * Aproximados asumiendo 60F

Condiciones estndar: 0C y 1 atm de presin Condiciones normales: 25C y 1 atm (tpicas condiciones ambientales) BTU: British Thermal Units cSt: centistokes (unidad de viscosidad) ctw: hundredweight (quintal, unidad masa UK) ft: foot (pie) in: inch (pulgada) lb: pound (libra) pt: pint (pinta, unidad volumen UK) US: sistema americano (de los Estados Unidos) UK: sistema Imperial (del Reino Unido

2.Generalidades de los yacimientos. 2.1- Caracteristicas fsicas de los yacimientos. CARACTERISTICAS DE LOS YACIMIENTOS Te gusta este artculo? Comprtelo

Antes de empezar a describir dichas caractersticas es propicio conocer o recordar la definicin propia de yacimientos de hidrocarburos que trata de cuerpo de roca en el cual se encuentra acumulado cierto volumen significativo de hidrocarburos.

Para que lo hidrocarburos permanezcan dentro del yacimiento, los estratos supra yacentes y subyacentes que lo cobijan deben ser impermeables para evitar la migracin (desplazamiento). As mismo, los lados tienen que impedir la fuga de los fluidos.

Ciertas condiciones deben presentarse para que exista un yacimiento, como son: la porosidad de la roca , que es el porcentaje de volumen total de la roca que representa al volumen poroso, o lo que es lo mismo, al espacio que no esta ocupado por el esqueleto mineral de la roca, en fin otra definicin ms contundente sera que es la capacidad de almacenamiento de fluido que posee una roca; volumen total del yacimiento, estimado mediante la consideracin de su extensin y espesor promedio; la presencia de hidrocarburos, dada por el porcentaje de saturacin, que es la fraccin del volumen poroso de un yacimiento ocupado por un determinado fluido. Los factores anteriores nos sirven para estimar el aspecto volumtrico del yacimiento y para terminar de completar este aspecto es necesario determinar y aplicar el factor de extraccin. Por lo tanto y con lo antes descrito se concluye que tanto la vida productiva subsiguiente del yacimiento y el aspecto econmico del desarrollo inicial tan ntimamente ligados con el factor de extraccin, que representa un estimado del petrleo que podr producirse durante la etapa primaria de produccin del yacimiento.

Otro factor importante de sealar es la permeabilidad de la roca, que es la facultad que posee la roca para permitir que los fluidos se muevan a travs de sus poros interconectados.

En un yacimiento puede haber variaciones de permeabilidad, tanto lateralmente como verticalmente. En una roca estratificada la permeabilidad medida a lo largo de los planos de estratificacin se llama permeabilidad horizontal. La permeabilidad depende la uniformidad del tamao de granos (escogimiento), la forma de los granos, el rgimen de depositacin (empaquetamiento), la compactacin mecnica, disolucin y cementacin.

No existe una correlacin matemtica entre porosidad y permeabilidad. Ambas se obtienen mediante anlisis de muestras de ncleo en el laboratorio o mediante la interpretacin de registros especficos directos hechos a la columna geolgica del pozo.

Por su condicin fsica los yacimientos poseen propiedades que son propias:PorosidadPermeabilidadResisitividadSaturacion de fluidosEtcREGISTROS ELCTRICOSLos registros elctricos permiten establecer las propiedades fsicas de las rocas que se encuentran rodeando una perforacin, tanto en agua, petrleo y minera, por medio de una serie de sondas. Estas sondas ubicadas dentro del pozo,pueden obtener datos en funcin de la profundidad, que luego son utilizados para generar un grfico conocido como registro de pozo.Con estos registros podemos obtener indicios de reas permeables y porosidad de la roca, posiciones del lmite del estrato (como en el caso de los carbones en el registro de densidad), correlacin de estratos entre perforaciones y otras.La sonda de registros elctricos que MIBEX SAS ofrece corresponde a una sonda clsica con electrodos y componentes electrnicos que permite las lecturas de diversas propiedades tales como la resistividad de penetracin somera (8, 16, 32 o 64),el potencial espontaneo (SP) y la radiacin gamma natural (GR).Actualmente MIBEX SAS est en disposicin de prestar el servicio de registros elctricos para las siguientes propiedades: Resistencia puntual Resistividad corta (16) Resistividad larga (32) Potencial espontaneo (SP) Radiacin gamma natural (GR) Densidad (Prximamente)

Herramientas de resistividad Las herramientas de resistividad son aquellas que miden directamente la resistividad de la formacin. Bsicamente estas herramientas estn formadas por dos pares de electrodos; la corriente se emite entre el primer par y la herramienta mide la cada de potencial entre los otros dos electrodos (Rider, 2002). Estas mediciones proveen los valores de resistividad. Las herramientas modernas trabajan de una manera mucho ms complicada por supuesto, pero el principio de medicin es el mismo. Debido a la sensibilidad de las respuestas de las herramientas convencionales a efectos de las condiciones del pozo y de las formaciones adyacentes, el sistema de perfilaje ha sido mejorada con la creacin de herramientas provistas de electrodos especiales que emiten corrientes enfocadas para controlar el camino tomado por la corriente medida, es decir que las corrientes enfocadas pueden ser dirigidas hacia las reas de la formacin que sean relevantes (Schlumberger, 1991 y Rider, 2002). Dentro de las herramientas con electrodos enfocados se incluyen el laterolog y los dispositivos esfricamente enfocados. Por su parte, la necesidad de medir resistividad es en el interior de la formacin y no solamente en las proximidades del pozo, con la intencin de encontrar valores reales, llev al desarrollo de herramientas con diferentes profundidades de investigacin, categorizadas por Rider (2002) como dispositivos de mirada profunda, dispositivos de mirada superficial y dispositivos de mirada muy superficial. Ms especficamente, la aplicacin de estos dispositivos es la determinacin de los valores de resistividad de la zona no invadida de la formacin (Rt), la resistividad de la zona invadida (Ri) y la resistividad de la zona lavada (Rxo), respectivamente. Bajo estos principios se han creado muchas herramientas, sin embargo los registros ms ampliamente utilizados son: el laterolog profundo (LLD) de la herramienta de laterolog Dual para lecturas profundas (estimacin de Rt); el Laterolog superficial (LLS) de la herramienta de laterolog Dual para lecturas medias a superficiales; y el microlaterolog (MLL) conjuntamente con el registro micro-esfricamente enfocado (MSFL) para lecturas muy superficiales (estimacin de Rxo) (Schlumberger, 1991)

2.2 Fluidos asociados con los yacimientos de hidrocarburos.

2.3 Propiedades de los Fluidos- Propiedades del medio poroso.Propiedades fsicas de los fluidos del yacimiento.Anlisis pvtFactor volumtrico del petroleoFactor volumetrico del gasViscosidadDensidadCompresibilidad (petroleo y gas)

Propiedades de los fluidos Te gusta este artculo? Comprtelo

Los anlisis PVT son pruebas que se hacen en un laboratorio para determinar las propiedades de los fluidos que se encuentra en un determinado yacimiento, modificando la presin, volumen y temperatura.

Entre las propiedades de los fluidos, tenemos:

*Gravedad Especfica de Gas (g).* Gravedad Especfica del Petrleo (o).* Densidad de Gas (g).Viscosidad.* Densidad de Oil* Factor de Compresibilidad (Z).* Factor Volumtrico de Formacin del Gas (g).* Factor Volumtrico de Formacin del Petrleo (o).* Factor Volumtrico de Formacin Total o Bifsico (t).* Compresibilidad del Gas (Cg).* Compresibilidad del Petrleo (Co).* API* Relacin Gas-Petrleo (Rs).* Relacin Gas-Petrleo de Produccin (Rp).

Para realizar un anlisis PVT, tenemos que estar claro en el significado de cada una de las propiedades; por esta razn se proceder a su respectiva definicin:

La gravedad especfica es la relacin entre la densidad de una sustancia y la densidad de alguna sustancia de referencia, ambas son tomadas a la misma condicin de presin y temperatura. En la gravedad especfica del gas, la sustancia de referencia es el aire y en la gravedad especfica del petrleo es el agua.

g = g/aire

o = o/w

La densidad es la relacin entre la cantidad de masa de una sustancia contenida en una unidad de volumen.

= m/v

El factor de compresibilidad es un factor de correccin introducido en la ecuacin general de los gases y puede ser obtenido experimentalmente dividiendo el volumen real de n moles de un gas a P y T por el volumen ideal ocupado por la misma masa de gas a iguales condiciones de P y T. Tomado de las clases de Ingeniera de Yacimiento I de la Universidad Central de Venezuela.

Z = PV/nRT

El factor volumtrico de formacin nos permite determina la relacin de crudo o gas que se puede extraer a condiciones de yacimiento y el crudo o gas que se extrae a condiciones de superficie.

g = Vyac/Vsup g =0.02827 (Zyac Tyac)/Pyac [PCY/PCN] g =0.00504 (Zyac Tyac)/Pyac [BY/PCN] o = (Vol.Petrleo +Gas Disuelto (Cond.Yac))/(Vol.Petrleo (Cond.Stand) ) o = (VY (BY))/(VN (BN) ) t = o + g (Rsb - Rs ) (Bbl/BN)

La comprensibilidad es el cambio de volumen de una sustancia cuando la presin vara a temperatura constante.

Cg = 1/V (V/P)T

Cg = 1/P - 1/Z (Z/P)T

Co = - 1/Vo (Vo/P)T

La API (American Petroleum Institute; fue fundado en 1920) es una referencia de la densidad de los hidrocarburos para su clasificacin, utilizada en la industria de petrleo. La API utilizada por el Ministerio del Poder Popular para la Energa y Petrleo, es:

TIPO DE CRUDOCondensado, Mayor de 42 APIPetrleo Liviano, Ms de 30 APIPetrleo Mediano, De 22 a 29,9 APIPetrleo Pesado, De 10 a 21,9 APIPetrleo Extrapesado, Menor a 10 API

API = 141.5/o -131.5

La relacin gas-petrleo se puede definir como el nmero de pies cbicos normales (PCN) de gas que pueden disolverse en un barril normal (BN) de petrleo cuando ambos son llevados a las condiciones de presin y temperatura prevaleciente en el yacimiento. Tomado de las clases de Ingeniera de Yacimiento I de la Universidad Central de Venezuela.

Rs = (Vgs (PCN))/(Vos (BN) )

La relacin gas-petrleo de produccin est dada por los pies cbicos normales de gas (PCN) producidos entre los barriles normales (BN) de crudo producidos. Tomado de las clases de Ingeniera de Yacimiento I de la Universidad Central de Venezuela.Viscosidad del petrleo

La viscosidad es una medida de la resistencia interna al flujo, resultante de los efectos combinados de la cohesin y la adherencia. ; tambin puede definirse como la oposicin de un fluido a las deformaciones tangenciales. Un fluido que no tiene viscosidad se llama fluido ideal, en realidad todos los fluidos conocidos presentan algo de viscosidad, siendo el modelo de viscosidad nula una aproximacin bastante buena para ciertas aplicaciones.La viscosidad es una caracterstica de todos los fluidos, tanto lquidos como gases, si bien, en este ltimo caso su efecto suele ser despreciable, estn ms cerca de ser fluidos ideales.Cabe sealar que la viscosidad slo se manifiesta en fluidos en movimiento, ya que cuando el fluido est en reposo adopta una forma tal en la que no actan las fuerzas tangenciales que no puede resistir. La unidad en el sistema cgs para la viscosidad dinmica es el poise (p), cuyo nombre homenajea a Jean Louis Marie Poiseuille. Se suele usar ms su submltiplo el centipoise (cp). El centipoise es ms usado debido a que el agua tiene una viscosidad de 1,0020 cp a 20 C.El poise o centipoise (0,01 poise) se define como la fuerza requerida en dinas para mover un plano de un centmetro cuadrado de rea, sobre otro de igual rea y separado un centmetro de distancia entre s y con el espacio relleno del lquido investigado, para obtener un desplazamiento de un centmetro en un segundo.

1 poise = 100 centipoise = 1 g/(cms) = 0,1 Pas.1 centipoise = 1 LmPas.La viscosidad de los crudos en el yacimiento puede tener 0,2 hasta ms de 1.000 centipoise.La viscosidad es una de las caractersticas ms importantes de los hidrocarburos en los aspectos operacionales de produccin, transporte, refinacin y petroqumica. La viscosidad, se obtiene por varios mtodos y se le designa por varios valores de medicin. Es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de los crudos, en el yacimiento o en la superficie, especialmente concerniente a crudos pesados y extrapesados. Efecto de la temperatura sobre la viscosidad: el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de un lquido es notablemente diferente del efecto sobre un gas; en el caso de los gases la viscosidad aumenta con la temperatura, mientras que en caso de los lquidos, esta disminuye invariablemente de manera marcada al elevarse la temperatura. Al aumentar la temperatura del crudo se disminuye su viscosidad debido al incremento de la velocidad de las molculas y, por ende, tanto la disminucion de su fuerza de cohesin como tambin la disminucin de la resistencia molecular enterna al desplazamiento. Efecto de la presion sobre la viscosidad: el efecto de la presin mecnica aumenta la viscosidad. Si el incremento de presin se efecta por medios mecnicos, sin adicin de gas, el aumento de presin resulta en un aumento de la viscosidad. Este comportamiento obedece a que est disminuyendo la distancia entre molculas y, en consecuencia, se est aumentando la resistencia de las molculas a desplazarse. Efecto de la densidad sobre la viscosidad: Se define como el cociente entre la masa de un cuerpo y el volumen que ocupa. La densidad de un cuerpo esta relacionado con su flotabilidad, una sustancia flotara sobre otra si su densidad es menor. Mientras ms denso sea el fluido, mayor ser su viscosidad.Se puede mencionar las siguientes viscosidades: Viscosidad aparente: viscosidad que puede tener una sustancia en un momento dado, la cual se mide por medio de un instrumento que determina la tas de cizallamiento. Es una funcin de la viscosidad plstica con respacto al punto cedente. Viscosidad cinemtica: viscosidad en centipoise dividida por la densidad a la misma temperatura y se designa en unidades Stokes o centiStokes. Viscosidad Universal Saybolt (SSU): representa el tiempo en segundos para que un flujo de 60 centmetros cbicos salga de un recipiente tubular por medio de un orificio, debidamente calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha mantenido a temperatura constante. Viscosidad relativa: relacin de la viscosidad de un fluido con respecto a la del agua. Viscosidad Engler: medida de viscosidad que expresa el tiempo de flujo de un volumen dado a travs de un viscosmetro de Engler en relacin con el tiempo requerido para el flujo del mismo volumen de agua, en cuyo caso la relacin se expresa en grado Engler. Viscosidad Furol Saybolt (SSF): tiempo en segundos que tarda en fluir 60 cc de muestra a travs de un orificio mayor que el Universal, calibrado en condiciones especificadas, utilizando un viscosmetro Saybolt. Viscosidad Redwood: Mtodo de ensayo britnico para determinar la viscosidad. Se expresa como el nmero de segundos necesarios para que 50 cc de la muestra fluyan en un viscosmetro Redwood, bajo condiciones especficas de ensayo. Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Viscosidad, Texto: Yacimientos de Hidrocarburos (Martn Essenfeld y Efran E. Barberii)

Durante aos los ingenieros de campo han utilizado correlaciones empricascuando no se dispone de los anlisis de laboratorio para determinar las propiedadesfsicas de los fluidos, necesarias para el anlisis del comportamiento de yacimientos,clculo de reservas y diseo de equipos.Las Propiedades del medio poroso:Porosidad.La porosidad se refiere a la medida del espacio intersticial (espacio existente entregrano y grano), y se define como la relacin entre el volumen poroso y el volumentotal de la roca (Ec. 83), entendindose por volumen poroso al volumen total menosel volumen de los granos o slidos contenidos en dicha roca. La porosidad puedeexpresarse indistintamente en fraccin o porcentaje.Permeabilidad.La permeabilidad es una caracterstica inherente a la roca, que da una idea de lahabilidad a dejar fluir un fluido a travs de los canales que constituyen el volumenporoso interconectado. Se expresa mediante una unidad arbitraria denominada Darcy,debida al francs Henry Darcy, quien fue el primero en estudiar el paso del fluido(agua) a travs de un medio poroso (filtros de arena) a mediados del siglo XIX. UnDarcy expresa el flujo en un centmetro cbico de lquido con viscosidad igual a uncentipoise, a travs de un centmetro cbico de roca en un segundo y con undiferencial de presin de una atmsfera (Figura 9).El Darcy es una unidad muy grande, por lo que, en la prctica, se empleacomnmente el milidarcy (mD). La definicin de permeabilidad se basa en la ley deDarcy (Ec. 90), la cual se puede expresar como: donde:Q : Caudal de flujo (cm3/seg).K : Constante de permeabilidad (Darcy). : Viscosidad (centipoise).L : Longitud (cm).A : rea (cm2).P : Diferencia de presin (atm). Tipos de Permeabilidad.De acuerdo a las fases almacenadas en el medio poroso, la permeabilidad sepuede clasificar en: Permeabilidad absoluta (K): Cuando existe una sola fase, la cual satura 100 % elmedio poroso. Permeabilidad efectiva (Ke): Cuando existe ms de una fase en el medio poroso,las cuales fluyen simultneamente. Esta permeabilidad es funcin de la saturacin delfluido considerado, y como es lgico suponer, ser siempre menor que lapermeabilidad absoluta. Permeabilidad relativa (Kri): Se refiere a la relacin entre la efectiva y la absoluta(Ec. 16). Esta permeabilidad tambin es funcin de la saturacin del fluido y siempreser menor o igual a la unidad.

2.4 Comportamiento PVT de los fluidos.PVT en Yacimientos de Petrleo.Tres parmetros bsicos: Presin, Volumen y Temperatura (PVT) son los que gobiernan en gran parte el comportamiento de produccin de un yacimiento de petrleo. Se llama anlisis PVT al conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio para determinar las propiedades, y su variacin con presin, de los fluidos de un yacimiento petrolfero.Para que un anlisis PVT simule correctamente el comportamiento de un yacimiento es necesario que la muestra sea representativa del fluido (mezcla de hidrocarburos) original en el yacimiento. Cuando el yacimiento es pequeo, una muestra es representativa del fluido almacenado en la formacin; lo contrario sucede en los yacimientos grandes, donde se requiere de varias muestras.Estos anlisis de laboratorio simulan los tipos de liberacin gas-petrleo que ocurren durante el flujo de petrleo desde el yacimiento hasta los separadores, las cuales se basan en dos procesos termodinmicos diferentes, estos son: a) Prueba de Liberacin Diferencial.Es aquella en la cual la composicin total del sistema (gas + lquido) vara durante el agotamiento de presin. En ste caso el gas liberado durante una reduccin de presin es removido parcial o totalmente del contacto con el petrleo.Este proceso en el yacimiento ocurre cuando hay gas mvil (Sgi>Sgc).Debido a la alta movilidad del gas, como consecuencia de su baja viscosidad, la fase gaseosa se mueve hacia el pozo a una tasa de flujo mayor que la fase lquida y por lo tanto cambia la composicin total del sistema en un volumen de control dado.La Figura 2.26 ilustra un proceso de liberacin diferencial isotrmica.Inicialmente la celda tiene un volumen determinado de petrleo a una presin mayor o igual a la de burbujeo (P1 > Pb) y a una temperatura determinada. Posteriormente la presin es disminuida aumentando el volumen de la celda. Al caer la presin (P2) por debajo de la presin de burbujeo, ocurre liberacin de gas; de este modo se retira el gas liberado a presin constante, cambiando as la composicin del petrleo. Este procedimiento se repite hasta alcanzar la presin atmosfrica.En el yacimiento se tiene liberacin diferencial cuando la P < Pb, (RGP > Rs). b) Prueba de Liberacin Instantnea.El gas liberado durante el agotamiento permanece en contacto con el lquido, lo que significa que la composicin total del sistema permanece constante.En el yacimiento este proceso ocurre cuando la presin del petrleo es ligeramente menor que la de burbujeo. En este caso la cantidad de gas liberado no alcanza la saturacin de gas crtica, por lo que el gas permanece en contacto con el crudo sin ocurrir cambio de la composicin total del sistema en un volumen de control dado.La Figura 2.27 muestra el proceso de liberacin isotrmica. Inicialmente la presin de la muestra es mayor que la presin de saturacin (P1 > Psat). Luego el petrleo se expande a travs de varias etapas. En este proceso se observa variacin de presin y volumen sin cambio de masa (no se retira gas de la celda). Fig. N 2.27.- Etapas de la Prueba de Liberacin Instantnea. Una prueba PVT tpica de crudos de baja volatilidad (livianos, medianos, y pesados) consiste en el desarrollo de las siguientes pruebas:Composicin del Fluido de Yacimiento.Las tcnicas usadas en la determinacin de la composicin de una mezcla de hidrocarburos incluyen cromatografa y destilacin. Las muestras gaseosas son analizadas nicamente por cromatografa desde el C1 hasta el C11. Muchas veces el anlisis solo alcanza hasta el C6+ C7+.La composicin de una muestra de fondo o recombinada se puede obtener haciendo una liberacin instantnea en el laboratorio y el gas liberado es analizado separadamente del lquido remanente. En este caso, es necesario hacer recombinaciones para obtener la composicin de la muestra del yacimiento.La informacin obtenida se limitar a verificar que el peso molecular y la gravedad especfica sean consistentes con las composiciones suministradas.

Informacin Obtenible de las Pruebas PVT.La informacin necesaria para caracterizar la columna de hidrocarburo en unyacimiento es suministrada de los informes PVT, entre ellos se tiene: Gravedad API del crudo. Presin de Saturacin. Compresibilidad del Petrleo. Factor volumtrico de formacin del petrleo en funcin de la presin (Bo(P)). Gravedad especfica de los gases obtenidos en cada etapa de la liberacindiferencial (GE(P)). Densidad del petrleo en funcin de la presin (o(P)). Relacin gas-petrleo en solucin (Rs(P)). Factor de compresibilidad del gas durante el agotamiento (Z(P)), en casode gas condensado.

PROPIEDADES PVTConsiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades fsicas de un fluido en elyacimiento (petrleo, agua o gas) que relacionan presin, volumen y temperatura. Un pasoprevio a un buen anlisis PVT, consiste en la obtencin de una muestra representativa delyacimiento que est a las condiciones de presin y temperatura del mismo. A ste respectoexisten normas muy detalladas y compaas especializadas para tomarlas de acuerdo al tipode fluido que se debe muestrear.Un anlisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos que no poseen stainformacin o muy nuevos que todava no han sido evaluados. Por stas razones se handesarrollado una serie de ecuaciones o Correlacines empricas que permitan determinar laspropiedades de los fluidos del yacimiento. A continuacin se presentan las principalescaractersticas del gas y el petrleo y las Correlacines ms usadas en su determinacin. Engeneral, el PVT se refiere al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presin ytemperatura determinada. Estas propiedades son factor volumtrico de formacin delpetrleo, que es funcin de la presin del yacimiento, del factor volumtrico y de lacompresibilidad del crudo, factores volumtricos del gas y el agua., gas disuelto en crudoque es funcin de la gravedad del crudo, temperatura, presin y gravedad del gas. Laviscosidad del crudo es funcin de la Temperatura, presin y gas disuelto. El factorvolumtrico bifsico, t = o + (Rsi Rs ) g . La compresibilidad del crudo es funcin deP, API, T y g. La compresibilidad del agua es funcin del gas disuelto en agua y laconcentracin de cloruro de sodio dado en parte por milln, ppm.NOTA: En los grficos que se presentan a continuacin, los puntos de arranque de cadacurva son muy diferentes y no se ven reflejados all.

COMPORTAMIENTO PVT DEL GAS NATURALEl poder disponer de relaciones matemticas que nos permitan predecir de forma analtica el comportamiento del gas natural bajo las innumerables combinaciones de presin temperatura y composicin, resulta de suma importancia en el estudio de los diversos problemas que presenta la medicin, transporte y compresin del gas natural.El propsito de este tema es una revisin de los conocimientos relacionados con el comportamiento PVT de los gases.

2.5 Mecanismos de energa natural de yacimientos.Mecanismos de Produccin NaturalEn la industria petrolera se han identificados cinco mecanismos de produccin. La mayora de los yacimientos presentan una combinacin de varios mecanismos con uno de ellos predominante, siendo frecuente tambin que durante la vida productiva de un yacimiento acten los cinco mecanismos en diferentes periodos: Empuje o Desplazamiento Hidrulico Empuje o Desplazamiento por Capa de Gas Empuje o Desplazamiento por Gas Disuelto Empuje o Desplazamiento por Gravedad Expansin de la roca y los fluidosEmpuje o Desplazamiento HidrulicoOcurre cuando existe una capa de agua por debajo de la zona de petrleo, la cual puede ser original del yacimiento, o provenir de un afloramiento que la alimenta desde la superficie. Aunque el agua es poco compresible, los grandes volmenes que existen en el subsuelo acumulan una cantidad considerable de energa que, actuando en forma de pistn, de abajo hacia arriba, empuja los fluidos a travs de los poros de la roca, los eleva por la tubera productora del pozo y los desplaza por las instalaciones de la superficie hasta las estaciones de recoleccin.

Empuje o Desplazamiento por Capa de GasEn los yacimientos cuyo contenido original de gas ha sido mayor del que puede disolverse en el petrleo bajo las condiciones de presin y temperatura existentes, el volumen de gas no disuelto forma una cresta o casquete encima de la zona de petrleo y a medida que este se produce, la expansin del gas ejerce un efecto de pistn de arriba hacia abajo que desplaza el petrleo.Empuje o Desplazamiento por Gas DisueltoOcurre en todos los yacimientos donde el gas se encuentra disuelto en el petrleo y por lo tanto, no existe una capa o casquete de gas libre. A medida que se extrae fluidos por los pozos productores, la presin del yacimiento se reduce y el gas disuelto se expande generando la fuerza que empuja al petrleo.Empuje o Desplazamiento por GravedadEn algunos yacimientos con mecanismo de impulsin por gas disuelto, la inclinacin de la roca es bastante pronunciada y ese factor facilita que el petrleo se desplace bajo la accin de la gravedad hacia la parte inferior. Al mismo tiempo ocurre la migracin de gas libre hacia la parte alta, formndose un casquete de gas secundario.Ese doble efecto del desplazamiento del petrleo y la formacin del casquete contribuyen a mejorar el porcentaje de recuperacin, el cual bajo condiciones ptimas puede alcanzar el 40% del petrleo presente en el yacimiento.

Expansin de la Roca y de los FluidosEn algunos yacimientos sin capa acufera y con poco gas disuelto en el petrleo, la produccin inicial se obtiene solamente por expansin del petrleo; y bajo estas condiciones la presin declina rpidamente a medida que se extrae el petrleo.La recuperacin por expansin de lquido est en el orden de 3% del petrleo original existente en el yacimiento.Una vez identificado el tipo de yacimiento y el mecanismo de expulsin predominante del medio poroso, el ingeniero de yacimientos debe seleccionar el mtodo de produccin de acuerdo a la energa predominante en el yacimiento, y siguiendo un control estricto sobre el comportamiento de la produccin, debe aprovechar al mximo dicho mecanismo de expulsin para recuperar la mayor cantidad posible de petrleo.Las herramientas comnmente utilizadas por el ingeniero de yacimientos para evaluar las distintas acumulaciones de hidrocarburos son: Pruebas de Produccin (DST) Pruebas de Restauracin de Presin (Build-Up) Anlisis de las Rocas (Ncleos) Anlisis de los Fluidos (PVT) Historia de Produccin (petrleo, agua y gas) Declinacin de PresinDe estos anlisis se puede predecir el comportamiento futuro del yacimiento, estimar el caudal de petrleo y gas a recuperar, planificar el desarrollo del yacimiento y finalmente seleccionar los posibles mtodos de Recuperacin Secundaria aplicables para mejorar el recobro final (Inyeccin de Agua, Gas, Emulsiones, Polmeros, Vapor de Agua, etc.)

Clasificacin de los Mecanismos de Produccin de los Yacimientos.El proceso de entender el comportamiento de un yacimiento requiere la identificacin de los mecanismos que impulsan los fluidos hacia los pozos del yacimiento.La existencia de estos mecanismos se debe al proceso de formacin de la roca y de acumulacin de los hidrocarburos, y a las condiciones de presin y temperatura existentes en el yacimiento.Normalmente existe ms de un mecanismo responsable de la produccin de los fluidos del yacimiento, pero solo uno ser dominante en un intervalo de tiempo.Durante la vida productiva del yacimiento, varios mecanismos pueden alcanzar la condicin de dominante.Los mecanismos de produccin son los siguientes: Desplazamiento por expansin de los fluidos. Desplazamiento por gas en solucin. Desplazamiento por capa de gas. Desplazamiento hidrulico. Desplazamiento por gravedad. Desplazamiento por Expansin de los Fluidos.Dadas las condiciones de presin y temperatura existentes en los yacimientos, cualquier reduccin de la presin causar una expansin de los fluidos en el mismo y una reduccin del volumen poroso. A este efecto se le conoce como mecanismo de empuje por expansin de los fluidos y reduccin del volumen poroso.Este mecanismo est presente en todos los yacimientos, pero es ms importante en yacimientos donde la presin es mayor que la presin de burbujeo (yacimientos subsaturados) y, por lo tanto, todos los componentes de los hidrocarburos se encuentran en fase lquida.Cuando se perfora un pozo en un yacimiento, la produccin de los lquidos favorece una reduccin de presin que, a su vez, genera una expansin del petrleo y del agua del yacimiento. Conjuntamente ocurrir una reduccin del volumen poroso al mantenerse constante la presin o el peso de los estratos suprayacentes y reducirse la presin en los poros debido a la produccin de los fluidos (compactacin).Algunas caractersticas importantes de este tipo de desplazamiento son: La presin del yacimiento declina rpidamente durante el tiempo en que este mecanismo sea el dominante. La relacin gas-petrleo de los pozos del yacimiento es similar a la razn gas disuelto-petrleo (Rsi). El factor de recobro estimado est en el orden del 5 % del POES. Desplazamiento por Gas en Solucin.Debido a las condiciones de presin y temperatura existentes en los yacimientos, los componentes livianos de los hidrocarburos pasan a la fase gaseosa y se mantienen en la zona de hidrocarburos lquidos, lo cual, producen el desplazamiento por gas en solucin. Es el mecanismo de produccin mas frecuente y generalmente contribuye a la produccin de la mayor parte de los fluidos. Est presente en los yacimientos donde la presin es menor que la presin de burbujeo (yacimiento saturado).Debido a esta condicin, a medida que se desarrolla la explotacin del yacimiento y la presin se reduce, los componentes livianos (gas) presentes en los hidrocarburos pasan a la fase gaseosa, de esta manera se forman pequeas burbujas que permitirn desplazar los hidrocarburos lquidos, ejerciendo una cierta presin sobre sta fase, contribuyendo en el empuje hacia los pozos (Figura 15).Las caractersticas ms importantes de este mecanismo son: La presin del yacimiento declina en forma continua. La relacin gas-petrleo al principio, es menor que la razn gas disueltopetrleo a la presin de burbujeo. Luego, se incrementa hasta un mximo paradespus declinar. Desplazamiento por Capa de Gas.En el desplazamiento por capa de gas, los componentes livianos de los hidrocarburos que pasan a la fase gaseosa se desplazan hacia la parte alta del yacimiento, conformando una zona de alta saturacin de gas o capa de gas.Este mecanismo est presente en yacimientos que se encuentren sometidos a presiones menores que la de burbujeo (yacimientos saturados).En este caso, los componentes livianos de los hidrocarburos (gas) se irn separando de la fase lquida y todos o buena parte de ellos migrarn, a la parte alta de la estructura, debido a su gravedad, a la parte alta de la estructura. De esta manera se conforma una zona del yacimiento con una alta saturacin de gas, normalmente llamada capa de gas. Desplazamiento Hidrulico.La presencia del agua durante el proceso de formacin de las rocas que almacenan hidrocarburos, permite identificar la expansin del agua como un mecanismo de desplazamiento que es conocido como desplazamiento hidrulico.Este mecanismo de desplazamiento debe ser considerado cuando exista una porcin de roca con una alta saturacin de agua asociada a la zona de petrleo. Esta porcin del yacimiento recibe el nombre de acufero.A medida que transcurre la explotacin del yacimiento y su presin se va reduciendo, al igual que todos los otros fluidos, el agua presente en el acufero se ira expandiendo.Esta expansin del agua producir un desplazamiento de los hidrocarburos hacia los pozos de produccin. Este efecto se mantendr hasta que la capacidad expansiva del volumen de agua contenido en el agua-petrleo del acufero se agote.La identificacin de un contacto agua-petrleo a travs de los registros de pozos establece la existencia de este mecanismo. La importancia de este mecanismo sobre el comportamiento del yacimiento est en funcin del volumen del acufero y su conductividad (k *h), (Figura 17).Algunas caractersticas de este desplazamiento son: La declinacin de la presin del yacimiento es relativamente suave pudiendo, para el caso de acuferos de gran volumen, permanecer nula. La relacin gas-petrleo es relativamente baja y cercana al valor de la razn gas disuelto-petrleo correspondiente a la presin inicial del yacimiento. La produccin de agua aparece relativamente temprano, principalmente en los pozos ms cercanos al contacto agua-petrleo. El factor de recobro para este tipo de desplazamiento se estima de 25 Segregacin Gravitacional.Cuando los yacimientos presentan un alto grado de inclinacin, se genera una reubicacin de los fluidos de acuerdo a la densidad de los mismos, y es conocido como segregacin gravitacional.Este tipo de desplazamiento es caracterstico de yacimientos que presentan un alto grado de buzamiento. Este hecho favorece el flujo en contracorriente mediante, el cual, el gas migra hacia la parte alta de la estructura y el petrleo hacia la parte baja, por razones de diferencia de densidad.En este tipo de yacimientos es frecuente, con el desarrollo de la explotacin, la formacin de una capa de gas secundaria. Desplazamiento Combinado.Ocurre cuando en el yacimiento actan dos o ms mecanismos de expulsin simultneamente.

3 Exploracin de yacimientos de hidrocarburos.

3.1 Mtodos geolgicos y geofsicos de exploracin.

Las personas encargadas de encontrar los yacimientos petroleros son los gelogos, ellos estudian el terreno y luego deciden si emplean mtodos geolgicos o geofsicos.Por el mtodo geolgico lo primero es encontrar una roca suficientemente porosa y con la estructura geolgica de estratos adecuada para que podamos encontrar petrleo. Luego se busca una cuenca sedimentaria donde exista materia orgnica que haya permanecido enterrada por ms de diez millones de aos.

Los gelogos toman muestras del terreno, perforan para estudiar los estratos, utilizan Rayos X, y luego realizan un informe de la regin llamado carta geolgica. Nuevos estudios para determinar la profundidad a la que habra que perforar y finalmente, las conclusiones vale la pena o no realizar un pozo de exploracin?

El mtodo geofsico se aplica generalmente en terrenos de desiertos, selvas o zonas pantanosas donde los mtodos de estudio de la superficie no resultan tiles. Ayudados del gravmetro los ingenieros miden la fuerza de gravedad en las diferentes zonas del suelo y determinan la densidad de la roca existente en el subsuelo, con esta informacin se elabora un mapa que arrojar resultados acerca de las zonas con posibilidades petrolferas.

El magnetmetro es otro equipo que se utiliza para detectar mediante el anlisis de los campos magnticos la disposicin de los estratos y de las rocas del subsuelo. Hoy en da existe el magnetmetro areo que facilita la cobertura de grandes extensiones y garantiza una rpida y efectiva deteccin de las estructuras, fallas e intrusiones que persiguen los expertos.

Otra tcnica utilizada para determinar la composicin de las rocas del subsuelo es la de prospeccin ssmica. Inicialmente se utiliz con xito el mtodo de refraccin sismolgica asociado a la teora ptica, pero este dio paso a la sismologa de reflexin. sta consiste en crear de manera artificial una onda ssmica mediante una explosin. La onda acstica es refractada (desviada) por determinado tipo de rocas, mientras que otras la reflejan (devuelven). A travs de los gefonos colocados en la superficie, se registran las seales emitidas por las ondas. Con estos datos los expertos interpretan la relacin velocidad del sonido-tiempo-profundidad de las formaciones para, segn las caractersticas y propiedades de las rocas, elaborar los mapas del subsuelo.Mtodo ssmico de reflexin

Los adelantos tcnicos han permitido el perfeccionamiento de este mtodo a tal punto que ha llegado a ser el ms eficaz en la interpretacin del subsuelo. Hoy en da ya no se realizan explosiones con dinamita, ya que las detonaciones daan la fauna terrestre, y en el caso de los levantamientos ssmicos en el mar, se ocasiona la muerte de muchos peces.

En lugar de sta tcnica tan riesgosa desde todo punto de vista, se ha desarrollado el mtodo de la pistola para detonar aire comprimido. Los vehculos para trabajos de sismografa ya vienen con el equipamiento incorporado lo cual garantiza rapidez y precisin en el levantamiento del informe final de los resultados.

Las personas encargadas de encontrar los yacimientos petroleros son los gelogos, ellos estudian el terreno y luego deciden si emplean mtodos geolgicos o geofsicos.

Por el mtodo geolgico lo primero es encontrar una roca suficientemente porosa y con la estructura geolgica de estratos adecuada para que podamos encontrar petrleo. Luego se busca una cuenca sedimentaria donde exista materia orgnica que haya permanecido enterrada por ms de diez millones de aos.Los gelogos toman muestras del terreno, perforan para estudiar los estratos, utilizan Rayos X, y luego realizan un informe de la regin llamado carta geolgica. Nuevos estudios para determinar la profundidad a la que habra que perforar y finalmente, las conclusiones vale la pena o no realizar un pozo de exploracin?

El mtodo geofsico se aplica generalmente en terrenos de desiertos, selvas o zonas pantanosas donde los mtodos de estudio de la superficie no resultan tiles.

Ayudados del gravmetro los ingenieros miden la fuerza de gravedad en las diferentes zonas del suelo y determinan la densidad de la roca existente en el subsuelo, con esta informacin se elabora un mapa que arrojar resultados acerca de las zonas con posibilidades petrolferas.

El magnetmetro es otro equipo que se utiliza para detectar mediante el anlisis de los campos magnticos la disposicin de los estratos y de las rocas del subsuelo. Hoy en da existe el magnetmetro areo que facilita la cobertura de grandes extensiones y garantiza una rpida y efectiva deteccin de las estructuras, fallas e intrusiones que persiguen los expertos.

Otra tcnica utilizada para determinar la composicin de las rocas del subsuelo es la de prospeccin ssmica. Inicialmente se utiliz con xito el mtodo de refraccin sismolgica asociado a la teora ptica, pero este dio paso a la sismologa de reflexin.

sta consiste en crear de manera artificial una onda ssmica mediante una explosin. La onda acstica es refractada (desviada) por determinado tipo de rocas, mientras que otras la reflejan (devuelven). A travs de los gefonos colocados en la superficie, se registran las seales emitidas por las ondas. Con estos datos los expertos interpretan la relacin velocidad del sonido-tiempo-profundidad de las formaciones para, segn las caractersticas y propiedades de las rocas, elaborar los mapas del subsuelo.

Mtodo ssmico de reflexin

Los adelantos tcnicos han permitido el perfeccionamiento de este mtodo a tal punto que ha llegado a ser el ms eficaz en la interpretacin del subsuelo.

Hoy en da ya no se realizan explosiones con dinamita, ya que las detonaciones daan la fauna terrestre, y en el caso de los levantamientos ssmicos en el mar, se ocasiona la muerte de muchos peces.

En lugar de sta tcnica tan riesgosa desde todo punto de vista, se ha desarrollado el mtodo de la pistola para detonar aire comprimido. Los vehculos para trabajos de sismografa ya vienen con el equipamiento incorporado lo cual garantiza rapidez y precisin en el levantamiento del informe final de los resultados.

3.2 Tipos de Pozos.Pozos exploratoriosPozos de desarrollo.