Yacimientos de Petróleo

*Color : Varía del amarillo al negro y proviene de los productos oxidados o sulfurados, o aun de ciertos hidrocarburos policíclicos que son coloreados (pireno, naftaceno). *Fluorescencia : Verde para los petróleos americanos, azul para los petróleos rusos, va a menudo acompañada de difracción (fenómeno de Tyndall) *Índice de refracción : Variable según el origen, entre 1.35 y 1.50. *Poder rotatorio : Para ciertos petróleos se comprueba una acción bien neta sobre la luz polarizada, en desacuerdo con su estructura. Son habitualmente dextrógiros, y este poder rotatorio se debe a la colesterina, que es levógira, pero que probablemente se transforma por el calor en colestano (dextrógiro). *Coeficiente de dilatación : Está en razón inversa a la densidad y generalmente es k=0.0008. *Punto de solidificación : Mucho más bajo en los petróleos rusos. *Punto de ebullición : Aumente con el peso molecular y está comprendido entre límites variables según la composición. *Calor especifico : Aumente cu

El petróleo es un compuesto de hidrocarburos que proviene de las palabras latinas Petroleum; petra que significa roca y oleum que significa aceite. El petróleo es un líquido aceitoso e inflamable de color variable que va de amarillo a negro. Químicamente está formado por hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos (compuestos que contienen solamente hidrógeno y carbono), que va desde 50 hasta 98 por ciento, y el resto pequeñas cantidades de otros elementos como: azufre, , nitrógeno, oxigeno, vanadio, titanio entre otros. Origen Se origina de una materia prima formada principalmente por detritos de organismos vivos acuáticos, vegetales y animales, que vivían en los mares, las lagunas o las desembocaduras de los ríos, o en las cercanías del mar. Se encuentra únicamente en los medios de origen sedimentario. La materia orgánica se deposita y se va cubriendo por sedimentos; al quedar cada vez a mayor profundidad, se transforma en hidrocarburos, proceso que, según las recientes teorías, es un

PCM, uno de los líderes en manufactura de bombas de desplazamiento positivo para la industria del petróleo y el gas, los sectores industriales y de alimentos, introdujo la PCM Vulcain, una bomba de cavidades progresivas de diseño revolucionario, capaz de bombear fluidos extremadamente calientes (350 °C) y viscosos. Se estima que la mitad de las reservas mundiales conocidas de petróleo están hechas de crudo no convencional, que varían desde el crudo pesado viscoso (1) hasta el betumen casi sólido. Estos crudos no pueden fluir a menos que sean calentados. Métodos de recuperación térmica como el SAGD (drenaje por gravedad asistido por vapor, de sus iniciales en inglés) y el CSS (estimulación cíclica con vapor), se usan para inyectar calor dentro de los reservorios, con el objetivo de que el crudo fluya hacia el pozo. El crudo bombeado hacia la superficie es extremadamente caliente. Bomba metálica de cavidades progresivas Vulcain, de PMC. “Las bombas es

¿Que es un surfactante? Surfactantes, también conocidos como agentes tensioactivos, son agentes de humectación que bajan la tensión superficial de un líquido, permiten una mas fácil dispersión y bajan la tensión interfacial entre dos líquidos. Etimología La palabra surfactante proviene del término en ingles surfactant, (surface-active-agent) agente de superficie o tensioactivo.Los surfactantes son usualmente compuestos orgánicos amfifílicos, o que contienen grupos no polares hidrófobos o lipofílicos, solubles en hidrocarburos y grupos polares hidrofílicos (cabezas) solubles en agua. Por ello son solubles en solventes orgánicos y en agua. Operación y efectos Los surfactantes reducen la tensión superficial del agua adsorbiéndose a la interfase líquido-gas. Ellos también reducen la tensión interfacial entre el crudo y el agua por adsorción en la fase líquido-líquido. Todas las aplicaciones y usos de los surfactantes provienen de dos propiedades fundamentales de estas sustancias: • La c

A partir del análisis de los núcleos, se tienen un conjunto de datos muy valiosos para los diferentes especialistas relacionados con la ingeniería petrolera, como por ejemplo la litología, porosidad, permeabilidad, interfaces petróleo-agua, gas-petróleo y saturación de fluidos. Los análisis de núcleos deben establecerse con tiempo en programa de perforación. Para seleccionar los núcleos debe tomarse en cuenta la profundidad de corte, la cual a su vez depende de varios factores entre ellos: 1. Tipo de pozo: - Exploratorio. - Desarrollo. 2. Tipo de información requerida: - Geológica. - Yacimientos. - Perforación. Ahora bien, existen dos métodos para cortar núcleos, el de núcleos de fondo y el de núcleos laterales . Para saber cual de ellos usar se toma en cuenta la profundidad del pozo, el costo de la operación y el porcentaje de recuperación. Las operaciones de fondo permiten la obtención de diferentes tipos de núcleos: - Núcleos convencionales: es adecuado cuando se tienen formaciones

En la industria petrolera, las decisiones gerenciales sobre planes de inversión y desarrollo se basan en las comparaciones entre el costo de la inversión y el flujo de caja resultante de la producción de petróleo y/o gas. Para lograr este objetivo el ingeniero debe proveer información sobre las reservas recuperables, utilizando datos de producción. El método más utilizado para calcular y estimar las reservas es el uso de las curvas de declinación de producción. Esta estimación se basa en graficar el tiempo como variable independiente en el eje de las abscisas, y en el eje de las ordenadas la variable dependiente (la tasa de producción de petróleo, la presión o la fracción de agua producida) y luego extrapolar el comportamiento de la curva de pro­ducción. La extrapolación de las curvas de declinación debe realizarse con cautela cuando se utiliza la información de un pozo; es decir debe cuidarse que el comportamiento resultante no se encuentre afectado por deposición de asfáltenos, cera

La Faja petrolífera del Orinoco está dividida en cuatro zonas de exploración, y producción como son Boyacá (antiguamente conocida como Machete), Junín (antes Zuata), Ayacucho (antiguo Hamaca); y Carabobo (antes Cerro Negro). A partir de las características de las facies definidas por Richard C. Selley en su libro medios sedimentarios antiguos, se ha identificado el ambiente sedimentario, hemos limitado la identificación de facies y subfacies a la formación productora de la faja del Orinoco, la formación oficina. Para lograr el objetivo de identificar los parámetros necesario para reconocer el ambiente de sedimentación, hemos recurrido a mapas isopacos en los cuales identificamos la geometría de la facie y adicionalmente comparando este parámetro con la información disponible en la bibliografía hemos identificado, canales de corrientes entrelazadas, y canales meandritos, lo cual depende de la profundidad a la cual realizamos la observación en los mapas. Contamos con un registro de imág

La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un hueco o pozo. En Colombia la profundidad de un pozo puede estar normalmente entre 2.000 y 25.000 pies, dependiendo de la región y de la profundidad a la cual se encuentre la estructura geológica o formación seleccionada con posibilidades de contener petróleo. El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se denomina "pozo exploratorio" y en el lenguaje petrolero se clasifica "A-3". De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación más indicado. Equipo de Perforación Los principales elementos que conforman un equipo de perforación, y sus funciones, son los siguientes: Torre de perforación o taladro: Es una estructura metálica en la que se

Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios.Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo.Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber: * Empuje por gas

Un yacimiento de empuje de agua es aquel en el que la fuente predomi­nante de energía para producir el petróleo es el avance del agua procedente de un acuífero asociado. Si otro mecanismo aporta una cantidad significativa de energía, se considera que el yacimiento está bajo un empuje combinado. La fuente primaria de energía de este tipo de yacimiento es la combinación de la expansión de la roca y del agua en un acuífero que suple la afluencia del agua hacia el yacimiento. En algunos casos el acuífero es reabastecido por aguas desde la super­ficie, por lo que la afluencia no es enteramente obra de la expansión. El empuje de agua puede proceder del flanco o de más abajo del yacimiento. La figura 1 muestra la diferencia en geome­tría entre un empuje desde el flanco y un empuje desde el fondo. Figura 1. Tipos de empuje de agua La producción también puede verse favorecida por la expansión del petróleo, ya que la p

Son yacimientos que se encuentran en condiciones de presión y temperatura por encima del punto de burbujeo, donde no existe capa de gas inicial y el acuífero es relativamente pequeño en volumen, por lo que el influjo de agua es despreciable. Por encima del punto de burbujeo se tiene que la relación gas-petróleo producido será igual a la relación gas petróleo inicial, dado que todo el gas producido en la superficie debió haber estado disuelto en el yacimiento. Bajo estas suposiciones las "fuerzas" responsables del movimiento de hidrocarbu­ros están formadas por la "expansión de los fluidos" y la "reducción del volumen poroso". Debido a que los depósitos de hidrocarburos se encuentran a profundidades del orden de los miles de pies, la presión de sobrecarga de los sedimentos comprime los fluidos contenidos en la roca. Cuando se perfora un pozo, la presión disminuye y el petróleo y el agua intersticial se expanden originando flujo de petróleo hacia el pozo. Es

Son cuerpos de agua costeros que poseen una conexión libre con el mar abierto y en los cuales la mezcla de agua dulce proveniente del drenaje continental con el agua del mar corresponden generalmente a aquella parte del curso inferior de un río en la cual el lecho yace debajo del nivel medio del mar, estando afecto a las mareas. Los estuarios son rasgos efímeros del paisaje actual, puesto que pequeños cambios en el nivel del mar pueden originar drásticas alteraciones; se formaron cuando áreas costeras y valles fluviales fueron inundados durante la trasgresión Flándrica (Russel, 1967), y actualmente constituyen lugares donde ocurre preferentemente una depositación de sedimentos. Un estuario no es un tipo de delta, sino un sistema independiente, cuyo desarrollo depende de la morfología de la costa (valle) y de un contexto eustático transgresivo . Tipos De Estuarios Y Su Sedimentaciòn Estuario Dominado Por Las Olas: En las bocas de estos estuarios, las

Este método fue presentado por Muskat en 1945. El método es aplicable a yacimientos de petróleo que producen por gas en solución con la posibilidad de incluir capa de gas e inyección de gas. Este método hace uso de la ecuación de balance de materiales en forma diferencial y se aplica a volúmenes pequeños del yacimiento con gradientes de presión despreciables. Muskat consideró el yacimiento como un medio poroso homogéneo a lo largo del cual la presión es uniforme. Lo comparó con un tanque con válvulas de salida distribuidas continua y uniformemente utilizadas para drenar fluidos. Cada elemento de volumen del yacimiento produce a través de su propia salida y no existe intercambio de fluido entre los elementos de volumen. El comportamiento del yacimiento total se determina a partir del comportamiento de cualquiera de los elementos de volumen que forman el yacimiento. El cálculo de predicción por el método de Muskat puede resumirse en los siguientes pasos: 1) Se construyen gráficos de λ, σ

Cuando se evalúa un yacimiento para predecir su rentabilidad y así ponerlo en producción, se debe tener en cuenta una serie de factores que afectan la producción de hidrocarburos. Estos factores que van a aumentar o disminuir el recobro se nombran a continuación: Presión del yacimiento: La solubilidad el gas en el crudo es función de la presión. Se obtiene un aumento general en el recobro cuando la presión inicial es menor. Cuando la presión es más alta la curva de solubilidad alcanza un máximo al final debido a que se ha liberado una gran cantidad de gas para producir un barril de petróleo. Gran parte de la energía del yacimiento se desperdicia en la formación de canales de flujo de gas. La baja recuperación cuando la presión inicial es alta también se debe a una mayor contracción de petróleo al pasar a condiciones normales. Gas en solución : A menor gas en solución mayor será el recobro de crudo. El crudo del yacimiento que contiene menor gas disuelto requiere una mayor contracción

La porosidad es el porcentaje del volumen de los espacios poroso de la roca, ya sea que los poros estén conectados o no (porosidad absoluta). La porosidad efectiva es la medida de los espacios vacíos que están interconectados, y la porosidad no efectiva es la medida de los espacio vacíos no interconectado. Todos estos conceptos son con respecto al volumen total de la roca. Las rocas sedimentarias son las que generalmente presentan porosidad, entre algunas de ellas se encuentran las silisiclástica y las carbonáticas cuyas porosidades son características y bien diferenciada entre si. Las rocas carbonáticas, son rocas formadas mayoritariamente por carbonatos, cálcico (calcita en las calizas) o cálcico-magnésico (dolomita en las dolomías). De ellas, solo las calizas tienen un auténtico origen sedimentario, pues las dolomías se forman por procesos posteriores al depósito. Las rocas carbonáticas son capaces de albergar concentraciones de minerales metálicos, e incluso

La permeabilidad es la propiedad que posee la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de sus poros, independientemente del tipo que sean (a excepción del gas). La misma determina el comportamiento del yacimiento y del pozo, pero el término puede referirse a muchos tipos de mediciones, por ejemplo, la permeabilidad puede ser absoluta o efectiva, vertical, horizontal o en cualquier otra dirección, debido a que la misma se define como un tensor. Las permeabilidades horizontal y vertical se pueden calcular de muchas maneras. Los modernos probadores de formación operados a cable aportan conocimientos especiales acerca de la dinámica de los yacimientos que ninguna otra herramienta puede captar. A través de múltiples pruebas de presión transitoria (variaciones de presión) estos probadores pueden ofrecer una evaluación efectiva sobre estos tipos de permeabilidad. Los métodos mas comunes son la utilización de un permeámetro en núcleos direccionales, así como métodos estadísticos,

El Método de Muskat es empleado para pronosticar el comportamiento por agotamiento natural de yacimientos saturados aunque no se tenga la presencia de gas libre inicialmente. Para ello se tienen una serie de pasos a seguir los cuales serán descritos como sigue: Paso1 Este primer paso consiste en seleccionar presiones (Pi, P2, P3,........Pn), lo que se requiere como requisito para esto es que cada presión que sea seleccionada tenga toda la data PVT disponible (Bo, Bg, Rs). El siguiente esquema cubre todas las presiones seleccionadas (Pi a Pn.) Esta ultima presión puede ser la presión de abandono del yacimiento o la última presión escogida para hacer el pronóstico. Pi = Pi P2 = P1 - ∆P1 P3 = P2 - ∆P2 . . . Pn ¿Se tendrá alguna restricción para que la magnitud de los períodos de presión sean iguales o diferentes? No, porque el objetivo final del procedimiento es pronosticar el valor de ∆So para cada período de presión ∆P. Paso 2. Presión Promedio para el Períod