petroleo 5

1. UNIVERSIDAD NNAACCIIOONNAALL DDEELL AALLTTIIPPLLAANNOO
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2. Introducción
 Por debajo de una cierta profundidad,
variable en función de la topografía, todos
los huecos de las rocas, están rellenos
normalmente de agua. Esta agua, es en
gran parte un agua fósil aprisionada allí
desde la sedimentación
 La formación de los yacimientos es una
consecuencia:
1. De las condiciones geológicas y de sus
variaciones en el tiempo
2. De las propiedades físicas y químicas de los
fluidos existentes, que condicionan sus
reacciones, a las modificaciones del medio

3. Disposición de los fluidos en un
yacimiento
En un yacimiento, los hidrocarburos se
separan del agua y se disponen en
función de sus densidades relativas, el
gas ocupa la parte mas elevada
estructuralmente, el petróleo se coloca
debajo, flotando a su vez sobre el agua
El agua esta presente en todos los
yacimientos. Por el contrario el petróleo
o el gas pueden faltar. Yacimientos de
gas sin petróleo

4. DISPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS EN UN YACIMIENTO
Fig. 5.1 Diagrama de la distribución de los fluidos en un almacén

5. Disposición de los fluidos en un
yacimiento
 En un yacimiento, el agua, llamada saturación
relativa del agua, varia ocupando entre el10 y
el 30% del volumen de los huecos. Hacia la
base la saturación aumenta hasta alcanzar el
100%
 La superficie de contacto agua-hidrocarburos
presenta una zona de transición de espesor
variable. De la misma manera, se reconoce
una zona de transición petróleo-gas, cuando
ambos fluidos están presentes

6. Disposición de los fluidos en un
yacimiento
La potencia de las zonas de transición,
depende de las características del
almacén y de las densidades de los
fluidos en contactos
Es tanto mas grande, cuanto mas finos
sean los poros y cuanto mas similares
sean las densidades de los fluidos
El valor de la saturación relativa de
agua, puede ser medido directamente
sobre las muestras

7. Disposición de los fluidos en un
yacimiento
 Del valor de la saturación de agua, depende
además el tipo de producción que se puede
espesar; para saturaciones inferiores a 20%
el agua queda fijada sobre las paredes de los
poros y el yacimiento produce un petróleo
seco; entre 20 y 50% los pozos producen una
mezcla de petróleo y agua; si la saturación
sobrepasa el 50% existe el riesgo de tener
una producción de agua, quedándose el
petróleo en el yacimiento

8. Disposición de los fluidos en un
yacimiento
 La determinación del ángulo de inclinación
de la superficie de contacto agua-petróleo
no es fácil. Tres causas principales, pueden
inducir a error:
1. La posición exacta del nivel de agua no es
siempre neta. Depende de las
características del almacén
2. Si existen varios horizontes-almacén, mas o
menos lenticulares se esta en presencia de
dos o varios niveles no relacionados entre si
3. La presencia de fallas, pueden inducir a
error en el mismo sentido

9. DISPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS EN UN YACIMIENTO
Fig. 5.2 Ejemplos teóricos de inclinación aparente del contacto
agua-petróleo.
a) Lenticulación del almacén y correlación inexactas
b) Falla desconocida

10. Principales características de los
fluidos
Las aguas de yacimiento, su
abundancia en todas las rocas porosas,
presentan problemas en la exploración
y explotación petrolífera, ya se trate de
fuentes saladas o sulfurosas que
pueden considerarse como indicios
Es imposible separar completamente el
estudio del agua subterránea del de
hidrocarburos

11. Principales características de los
fluidos
 En una roca almacén, el agua esta presente
bajo dos formas:
1. Agua libre Que ocupa los poros de la roca
almacén. Pueden moverse hacia los puntos
de baja presión o sondeos
2. Agua intersticial en los poros siempre
queda una cierta cantidad de agua que no
ha podido ser desplazada por la llegada de
petróleo o gas. Se mantiene por fuerzas de
capilaridad y en forma de agua absorbida
por minerales arcillosos

12. Principales características de los
fluidos
Es el agua intersticial y es su volumen
el que se mide para valorar la
saturación relativa en el almacén
El agua intersticial, tapiza los poros de
la roca-almacén, aislando a los
hidrocarburos, de la materia mineral;
solo existe contactos entre petróleo y
agua o entre gas y agua

13. Composición de las aguas de
yacimiento
Todas las aguas de yacimiento, debido
al contacto con los minerales de rocas,
contienen sales disueltas. De la
concentración y naturaleza de estas
sales, dependen todas las propiedades
particulares de las aguas de yacimiento
El estudio de la composición de las
aguas, ayuda a reconstruir la historia
geológica de la cuenca y la historia de
acumulación de los hidrocarburos

14. Los análisis del agua
Deben expresarse tanto la
concentración total, como la
concentración de cada una de las sales
disueltas
Los valores se expresan en : ppm y se
presentan en forma de diagramas por
ej. Diagramas de columnas, diagramas
radiales, diagramas semi-logarítmico

15. PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS
Fig. 5.3 Tres tipos de representación gráfica de una misma agua.
a) Diagrama Semi-logarítmico (Schoeller)
b) Diagrama radial (Ticket)
c) Diagrama de columnas

16. Concentración global de las aguas
de yacimiento
 La mayor parte son aguas saladas, en un
mismo horizonte-almacén, la concentración
de sales disueltas varia muy ampliamente de
un punto a otro. Esta variación puede ser por
infiltración de agua meteórica por los
afloramientos
 Las variaciones se representan en mapas de
isoconcentracion isosalinidad, destinados a
mostrar las direcciones de invasión de un
horizonte poroso y permeable por el agua
dulce

17. PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS
Fig. 5.4 Curvas de Isosalinidad de la parte superior del Dogger de la
cuenca de Paris

18. Concentración global de las aguas
de yacimiento
En la mayor parte de los casos, se nota
que los yacimientos de petróleo y gas
se encuentran en las zonas no
invadidas o ligeramente invadidas, que
conservan una relativa concentración de
sales
La invasión de agua dulce ha traído
como consecuencia, no solo el barrido
de los hidrocarburos y su
desplazamiento, sino la destrucción del
yacimiento

19. PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS
· Composición química de las aguas de yacimiento
Los elementos más frecuentes en las aguas de yacimiento, así como en la
mayor parte de las aguas subterráneas, son principalmente:
o Iones positivos: metales alcalinos Sodio (Na+)
Potasio (K+)
Alcalino-térreos Calcio (Ca++)
Magnesio (Mg++)
=)
o Iones negativos: ácidos fuertes Sulfatos (SO4
Cloruros (Cl-)
=)
Ácidos débiles Carbonatos (CO3
Bicarbonatos (CO3H--)
A veces, para caracterizar una salmuera, se emplean los términos
siguientes (Palmer):
Salinidad primaria, correspondiente a los ácidos fuertes (SO4
=, Cl-combinados
con bases primarias (Na+, K+).
Salinidad secundaria, correspondientes a los ácidos fuertes, combinados
con bases secundarias (Ca++, Mg++).
Alcalinidad primaria, ácidos débiles (CO3
= y CO3H-) con bases primarias.
Alcalinidad secundaria, ácidos débiles con bases secundarias.

20. PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS
Además de las concentraciones iónicas que se pueden representar en los
diferentes diagramas, se utilizan igualmente para caracterizar y comparar
diversas aguas, un cierto número de relaciones entre miliequivalentes, tales
como:

21. PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS
Fig. 5.5 Algunos ejemplos de
aguas de yacimiento

22. Crudos
Los crudos son mezclas complejas de
compuestos diversos, donde predomina
los hidrocarburos
Los hidrocarburos pertenecen a tres
tipos químicos diferentes:
hidrocarburos parafínicos, naftenicos y
aromáticos
Un petróleo se llama de base parafinita
naftenica o aromática

23. Propiedades físicas generales de
los crudos
Densidad, la densidad media de los
crudos, se coloca alrededor de 0.8
oscilando entre 0.7 y 1. Son muy
raros los crudos que pueden
presentar densidades ligeramente
superiores a 1
La densidad de los crudos, varia con
la profundidad de los yacimientos

24. Densidad
La densidad es menor, cuanto mas
profunda sea la acumulación
Los crudos son mas ligeros cuanto mas
antiguos sean. Estas dos reglas no son
absolutas se conocen ejs. No se cumple
La densidad se expresa en grados A.P.I
(American Petroleum Institut). El grado
API esta ligado a la densidad (peso
especifico). Los valores son tanto mas
elevados, cuanto mas ligero sea el
crudo

25. Viscosidad
Es una propiedad importante. Algunos
crudos de densidad elevada, son
igualmente muy viscosos y no pueden
ser explotados
De su viscosidad, depende la capacidad
de los crudos para desplazarse en el
interior de las rocas almacén, tanto
durante la migración, como en la
explotación

26. PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS
Fig. 5.6

27. Viscosidad
En las rocas almacén varia según las
condiciones físicas del yacimiento:
Disminuye cuando aumenta la
temperatura y cuando aumenta la
proporción del gas disuelto
Por el contrario crece con la presión,
pero ligeramente en relación a las
variaciones inversas que se producen
bajo el efecto de la temperatura y del
gas disuelto

28. Viscosidad
El aumento de presión, viene
acompañado de un aumento del
volumen de gas disuelto, que en
disolución, reduce la viscosidad
En un almacén donde existen a la vez
petróleo y gas, la viscosidad del
petróleo alcanza un valor mínimo a la
presión de saturación. A continuación
aumenta ligeramente, si la presión
continua creciendo. Inversamente, si la
presión decrece a partir del valor de
saturación, el gas se libera

29. PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS
Fig. 5.7

30. Fluorescencia
Los crudos, observados en luz
ultravioleta, son fluorescentes. Los
tintes de la fluorescencia, varían de
amarillo a azul. Disueltos en
disolventes orgánicos, tetracloruro
de carbono o cloroformo, les
comunica su fluorescencia
Esta propiedad, permite descubrir
trazas de hidrocarburos en las rocas
o lodo de perforación

31. Gases Combustibles
Los gases están presentes
prácticamente en todos los yacimientos
de hidrocarburos, siendo frecuentes en
la mayor parte de los terrenos
sedimentarios
Los gases del petróleo, están
representados, en la serie de los
hidrocarburos parafínicos. El mas
comúnmente extendido, es el metano

32. Gases Combustibles
Se ha acostumbrado a separarlos en 2
categorías: gases húmedos, que
además del metano y etano siempre
dominantes, contienen productos
condensables (propano, butano y
pentano) y los gases secos que no
contienen productos condensables y
están compuestos por metano y etano
Aparecen mezclados con; nitrógeno,
gas carbónico, hidrogeno, helio,
anhídrido sulfúrico, etc.

33. Gases Combustibles A gas libre
 Los gases naturales se presentan:
a) Gas libre, formando una “gas cap” en
el techo de la acumulación. El
petróleo que sale, esta entonces
saturado de gas, por la presión y T del
yacimiento
b) Gas disuelto en el petróleo, el
volumen de gas disuelto en el
petróleo, es función de la t y presión
del yacimiento, se expresa por la
G.O.R. (gas- oil-ratio)

34. b) Gas disuelto en el petróleo
Cuando la P, T del yacimiento, el
petróleo no esta saturado, no hay gas
libre, y por tanto, tampoco “gas-cap”,
todo el gas esta disuelto
Un descenso de presión durante la
explotación, puede originar la liberación
de una parte del gas y crear la
formación de una “gas-cap”
En un yacimiento donde no existe “gas-cap”,
se dice que el petróleo esta
saturado: en caso contrario se llama no
saturado o subsaturado

35. c) Gas disuelto en el agua
Los gases son solubles en el agua pero
en menor proporción que en el
petróleo. La solubilidad del gas en el
agua, es solamente del orden del 6%
de su solubilidad en el petróleo
La solubilidad es función de la T P,
también del grado de salinidad del
agua. Disminuye cuando aumenta la
salinidad. El metano, es el mas soluble
de los hidrocarburos gaseosos. Se
explotan extrayendo el agua en superf.

36. PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS
Fig. 5.8

37. d) Gas licuado
Se encuentran en estado liquido. Son
todos los yacimientos cuya P,T, se
sitúan en el diagrama de mezclas de
fluidos en dos fases miscibles Fig. 5.8,
en la zona de existencia de una sola
fase liquida. En la practica se les
encuentra a profundidades superiores a
los 2000m.
Durante la explotación y como
consecuencia del descenso de presión
los productos mas ligeros se liberan

38. Tensiones superficiales e
interfaciales Humectabilidad,
presiones capilares
En rocas almacén de los hidrocarburos
y el agua que acompaña, están
encerrados en huecos. Los fenómenos
de la superficie gas-liquido, liquido-liquido,
liquido-solido, estos fenómenos
están ligados a las fuerzas de atracción
molecular de los materiales y varían en
función de la temperatura y de la
presión de estos materiales

39. Tensiones superficiales e
interfaciales Humectabilidad,
presiones capilares
La tensión superficial del agua es del
alrededor de 73 dinas/cm. Para las
aguas del yacimiento, varia de 60 a 75
dinas/cm., en función de la cantidad y
naturaleza de las sales que contienen
La tensión superficial de los crudos
varia entre 24 y 38 dinas/cm. (a 21 C).
La mas baja es para los de baja
densidad (masa molecular pequeña)

40. Tensiones superficiales e
La tensión interfacial entre agua y
petróleo, varia entre 15 y 35 dinas/cm.
Las fuerzas de tensión superficial e
interfacial, disminuyen cuando aumenta
la temperatura. Aumentan
normalmente con la presión, pero en el
caso de un sistema hidrocarburo-agua,
en un almacén, el fenómeno esta
compensado por la disolución de gas
que actúa en sentido inverso

41. Tensiones superficiales e
En los huecos de tamaño capilar, es la
presión capilar, cuyo valor depende de
la tensión interfacial de los fluidos
presentes y del radio de los poros. La
relación es: Pc=2T/R. Donde T es la
tensión interfacial y R el radio capilar
de los poros
Para una tensión interfacial agua-petróleo
de 30 dinas/cm. Las fuerzas
de presión capilar alcanzan los
siguientes valores:

42. Tensiones superficiales e
Arena muy gruesa (R=0.02 cm.) 3000
A. gruesa (R=0.01 cm.) 6000 dinas/cm
A. media (R=0.005 cm.) 12000 dinas/
A. fina (R=0.002 cm.) 30000 dinas/cm.
A. muy fina (R=0.001 cm.) 60000 dina
En un yacimiento virgen, las presiones
capilares y las saturaciones relativas de
agua y petróleo en cada punto del
yacimiento, están en equilibrio

43. Tensiones superficiales e
Estando el sistema en equilibrio, para
desplazar un fluido humectante por un
fluido no humectante, como es el caso
del petróleo que se introduce en un
almacén impregnado de agua, es
necesario que se ejerza en la interfase
una presión determinada llamada
“presión de desplazamiento”.
Corresponde a la fuerza necesaria para
permitir al fluido que invade, franquear
los estrangulamientos entre los poros

44. Presiones y temperaturas en los
yacimientos
 La P y T, tiene influencia en las características
físicas de los fluidos en las rocas (viscosidad,
volumen, propiedades superficiales e
interfaciales
 La presión es probablemente la mas
importante. Influye en todas las
características de los fluidos y sus variaciones
en el tiempo y en el espacio
condicionan en gran parte los movimientos y
los desplazamientos de los fluidos en las
rocas. La T parece limitarse a reducir la
viscosidad de los líquidos y favorecer su Circ.

45. Presión en los yacimientos
Los fluidos contenidos en los poros del
almacén, están sometidos a una cierta
presión llamada “presión virgen del
yacimiento” “presión de formación”
“presión de capa”
El estudio de las variaciones de presión
durante la explotación de un yacimiento
permite valorar la energía del
yacimiento y como consecuencia su
capacidad de producción, también en el
calculo de reservas

46. Presión en los yacimientos
 Las presiones se transmiten por medio de los
diferentes fluidos de un punto a otro del
sistema acuífero que ocupa todos los huecos
de las formaciones de una cuenca
sedimentaria
 Siendo la posición de los yacimientos, la
resultante de un equilibrio entre las
características físicas de las series, su
repartición, su estructura y las características
de los fluidos que contienen, el conocimiento
de la repartición de las presiones y de sus
gradientes, es precioso para una exploración

47. Definición de presiones en los
yacimientos
 La presión hidrostática que corresponde al
peso de la columna de agua que se colocaría
entre el punto de medida y la superficie
 La presion hidrodinámica, debida al flujo del
agua de una zona de elevada presion hacia
una zona de flujo
 La presion hidrostática para un manto
acuífero de agua dulce es de 1 Kg./cm2 por
cada 10 metros de profundidad. Aumenta
cuando crece la salinidad

48. Presión normal en un yacimiento
 En la relación con una zona de alta presion y
otra de flujo, mas baja, la presion es igual a
la resultante de las presiones hidrostáticas e
hidrodinámicas, y en principio tiende a llevar
los fluidos del pozo al nivel piezométrico
 Según que la superficie piezométrica se
coloque por encima o por debajo de la
superficie topográfica, los pozos serán
surgentes (pozos artesianos) o no. Si la
presion esta por debajo de un cierto umbral,
en función de la profundidad y del
rendimiento del pozo, la explotación por
bombeo pierde toda rentabilidad

49. Presiones superiores a la presión
normal
En algunos yacimientos se encuentran
presiones mas elevadas que las que se
podían prever. Esto produce una
erupción durante la perforación.
Aparecen en general, en trampas
perfectamente cerradas (lentejones
arenosos)
Se puede pensar en dos orígenes
diferentes:

50. Presiones superiores a la presión
normal
Presiones geoestaticas resultantes del
peso de los sedimentos que contienen
el sistema poroso donde esta el
yacimiento. La P, tiene un valor de 2 a
2,5 Kg/cm2 por cada 10m de enterram.
Presiones geodinámicos, resultantes de
la transmisión por los fluidos. Se
encontrarían en las regiones
fuertemente tectonizadas y en las
proximidades de los domos de sal

51. Temperaturas en los Yacimientos
Es función de la profundidad del
yacimiento y del gradiente geotérmico
en el lugar 1 grado por cada 30 metros
La temperatura interviene directamente
en las propiedades físicas de los fluidos
(viscosidad, capacidad de disolución del
agua) y en sus propiedades químicas
( velocidad de reacción) que a su vez,
intervienen en los movimientos y
desplazamientos de los productos