Ingeniería de Yacimientos

Las arenas de alquitrán, conocidas también como arenas bituminosas, arenas de petróleo y en Venezuela como petróleo crudo extra pesado, son una combinación de arcilla , arena , agua , y bitumen . De las arenas de alquitrán se extrae un bitumen similar al petróleo el cual es convertido en un petróleo crudo sintético o refinado directamente por refinerías especializadas para obtener productos del petróleo. El petróleo convencional es extraído por medio de pozos mientras que los depósitos de arenas bituminosas son extraídos usando técnicas de seccionamiento de minería superficial , o se les hace fluir hacia pozos por medio de técnicas in situ que reducen la viscosidad del bitumen por medio de vapor y/o solventes . En promedio, el bitumen contiene 83,2% de carbón, 10,4% de hidrógeno, 0,94% de oxígeno, 0,36% de nitrógeno y 4,8% de azufre. Fuente: es.wikipedia.org/wiki/Bet%C3%BAn

Discordancia paralela sin superficie de erosión visible.

Discordancia entre rocas ígneas o metamórficas que están expuestas a la erosión y que después quedan cubiertas por sedimentos.

Discordancia con estratos paralelos por abajo y por encima de una superficie de erosión, la cual es visible.

Discordancia en la que los estratos más antiguos buzan (se inclinan) con un ángulo diferente al de los más jóvenes (implica movimientos tectónicos) .

Una discordancia es una relación geométrica entre capas de sedimentos que representa un cambio en las condiciones en que se produjo su deposición. En ausencia de cambios ambientales o de movimientos tectónicos, los sedimentos se depositan en estratos (capas) paralelas. Una discordancia es una discontinuidad estratigráfica en la que no hay paralelismo entre los materiales infra y suprayacentes. El concepto de discordancia es fundamental para la estratigrafía y para la interpretación de la secuencia de eventos tectónicos o geológicos en general que tuvo lugar durante la deposición de las capas de sedimentos discordantes. Fuente: es.wikipedia.org/wiki/Discordancia_(geolog%C3%ADa)

Convierte la cadena recta de los hidrocarburos parafínicos en una cadena ramificada. Se hace sin aumentar o disminuir ninguno de sus componentes. Las parafinas, son hidrocarburos constituidos por cadenas de átomos de carbono asociados a hidrógeno, que poseen una gran variedad de estructuras; cuando la cadena de átomos de carbono es lineal, el compuesto se denomina parafina normal, y si la cadena es ramificada, el compuesto es una isoparafina. Las isoparafinas tienen número de octano superior a las parafinas normales, de tal manera que para mejorar la calidad del producto se utiliza un proceso en el que las parafinas normales se convierten en isoparafinas a través de reacciones de isomerización. La práctica es separar por destilación la corriente de nafta en dos cortes, ligero y pesado; el ligero que corresponde a moléculas de cinco y seis átomos de carbono se alimenta al proceso de isomerización, mientras que el pesado, con moléculas de siete a once átomos de carbono, es la carga al p

Proceso para la producción de un componente de gasolinas de alto octanaje por síntesis de butilenos con isobutano. El proceso de alquilación es una síntesis química por medio de la cual se une un alcano ramificado al doble enlace de un alqueno, extraído del craking o segunda destilación. Al resultado de la síntesis se le denomina alquilado o gasolina alquilada, producto constituido por componentes isoparafínicos. Su objetivo es producir una fracción cuyas características tanto técnicas (alto octano) como ambientales (bajas presión de vapor y reactividad fotoquímica) la hacen hoy en día, uno de los componentes más importantes de la gasolina reformulada. La alquilación es un proceso catalítico que requiere de un catalizador de naturaleza ácida fuerte, y se utilizan para este propósito ya sea ácido fluorhídrico o ácido sulfúrico. Fuente: es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo

Se deshidrogenan alcanos tanto de cadena abierta como cíclicos para obtener aromáticos, principalmente benceno, tolueno y xilenos, empleando catalizadores de platino -renio -alúmina. En la reformación catalítica el número de átomos de carbono de los constituyentes de la carga no varía. Es posible convertir ciclohexanos sustituidos en bencenos sustituidos; parafinas lineales como el n-heptano se convierten en tolueno y también los ciclopentanos sustituidos pueden convertirse en aromáticos. La reformación catalítica es una reacción a través de iones carbono. Fuente: es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo

Algunas veces se da una capa de material más o menos impermeable por encima del nivel freático. El agua que se infiltra queda atrapada en esta capa para formar un lentejón , que normalmente tiene una extensión limitada sobre la zona saturada más próxima. Los acuíferos colgados son más comunes de lo que se pueda suponer, aunque quizá sólo ocupan unos pocos centímetros de espesor, o sólo se alimenten después de una recarga muy excepcional. No suponen un recurso muy fiable, ya que a veces se puede perforar del todo y el pozo construido facilita el drenaje del agua contenida en el lentejón hacia la zona saturada. Fuente: www.fortunecity.com/campus/carthage/1033/Pag2/acuif.htm

En este tipo de acuífero, el agua que contienen está sometida a cierta presión, superior a la atmosférica y ocupa la totalidad de los poros o huecos de la formación geológica, saturándola totalmente. Están sellados por materiales impermeables que no permiten que el agua ascienda hasta igualar su presión a la atmosférica. Por este motivo al perforar pozos que atraviesen el límite superior del material que constituye el acuífero, se observará que el nivel del agua asciende muy rápido hasta que se estabiliza en el nivel piezométrico. Podrán darse pozos surgentes si el nivel del agua queda por encima del nivel topográfico y pozos artesianos si el nivel se estabiliza por debajo de la cota del terreno. De esta manera, si imaginamos una serie de pozos atravesando un acuífero de este tipo, y unimos los niveles que alcanza el agua en cada uno, obtendríamos una superficie piezométrica que no coincide con el nivel freático que tenía el acuífero en estado natural. Fuente: www.fortunecity.com/camp

Las clasificaciones de los acuíferos pueden variar según el factor que se tome en cuenta para hacerlas. De este modo se pueden clasificar los acuíferos según los materiales litológicos que los constituyan (detríticos, fisurados, volcánicos, etc.) o, como en este caso vamos a tomar el factor de la presión hidrostática del agua encerrada en los mismos, lo cual se traduce en unas circunstancias prácticas muy útiles al hablar de captaciones de esa agua. Fuente: www.fortunecity.com/campus/carthage/1033/Pag2/acuif.htm

Relacionándolo con su gravedad API el American Petroleum Institute clasifica el petróleo en "liviano", "mediano", "pesado" y "extrapesado". Crudo liviano o ligero: tiene gravedades API mayores a 31,1 °API Crudo medio o mediano: tiene gravedades API entre 22,3 y 31,1 °API. Crudo pesado: tiene gravedades API entre 10 y 22,3 °API. Crudo extrapesado: gravedades API menores a 10 °API. Fuente: es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo

Litología Tipo de lodo Densidad Arenas no consolidadas Agua Gel 8.6 - 9.2 Arcillas Arcillas Lignosulfonato 9.2 - 10.5 Lutitas Lutitas reacctivas Base aceite 15.5 - 16.5 presurizadas Areniscas Base aceite 13 - 11.8 consolidadas "Drill-In"

Este tipo de porosidad resulta de la empaquetadura de fósiles en forma de esferas de diametro casi uniforme. La empaquetadura originalmente de tipo hexagonal, con una porosidad teórica de 26% aproximadamente. La cementacion o lixiviación posterior, sin embargo puede hacer que la porosidad disminuya o aumente. Támbien puede ocurrir el caso de que los granos clásticos estén mezclados con granos esfericos en diferentes proporciones y la cementación por cristalizacion reduzca la porosidad en forma considerable. Dentro de las mismas oolítas tambien pueden existir espacios interconectados o no con la red porosa.

Ocurre cuand el fluido desplazante (agua o gas) se abre paso a través del fluido desplazado (petróleo), terminando la interfase o frente que separa la zona de saturación de 100% de fluido desplazado de la zona de saturación de 100% de fluido desplazante. La interfase o frente que separa las saturaciones de 100% de los fluidos desplazado y desplazante no existe en realidad, pero es una suposición hecha para facilitar y simplificar la solución de problemas en ingeniería de yacimientos. En si el cambio de una saturación de 100% de un fluido a la de 100% del otro es gradual, formando una zona de transición de varios metros o decenas de metros.

Es el punto de presión máxima en la curva envolvente de la región de dos fases en el diagrama de composición presión-temperatura de fluidos de yacimiento, es decir, sistemas de hidrocarburos complejos. Presion máxima a la cual dos fases pueden existir.

En un proceso de saturación y desaturación las presiones capilares medidas no son las mismas en un proceso de imbibición que en un proceso de drenaje, debido a que el camino termodinámico es aleatorio y por tanto diferente, tal diferencia en los valores de presión capilar se conoce como Histéresis. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

El ángulo de contacto es una medida indirecta de mojabilidad. Si θ <> 90° hace referencia a un sistema mojado por aceite. En virtud a la variación del contenido mineralógico del medio poroso y a la depositación de compuestos orgánicos procedentes del crudo, habrá zonas de diferente mojabilidad. Esto se conoce como mojabilidad dálmata. En un medio poroso el fluido mojante ocupa los poros menores y el no-mojante los mayores. La mojabilidad de un gas prácticamente no existe, esto hace que el gas se localice en las zonas de mayor permeabilidad y porosidad. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Para la mayoría de los fluidos hidrocarburos, el esfuerzo de corte y la rata de corte pueden describirse mediante la ley de fricción de Newton la cual combinada con la ecuación de movimiento resulta en la bien conocida ecuación de Navier-Stokes. La solución de dicha ecuación para las condiciones de frontera apropiadas da lugar a la distribución de velocidad del problema dado. Sin embargo, la geometría de los poros, no permite la formulación adecuada de las condiciones de frontera a través del medio poroso. Luego, una aproximación diferente se debe tomar. Darcy descubrió una relación simple entre el gradiente de presión y el vector velocidad para una sola fase. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

El estado pseudoestable es un caso especial del estado inestable. El estado estable se da cuando se toca la frontera y un barril de petróleo se reemplaza por uno de agua, si los factores volumétricos son iguales a 1.0. El flujo en estado pseudoestable es causado por expansión del fluido. Para que haya expansión tiene que haber una caída de presión. Mientras que la presión no afecte la frontera el comportamiento es infinito. Todos los yacimientos tienen ese comportamiento. En el estado pseudoestable el caudal en el fondo del pozo se mantiene constante lo que nindica que para que esto ocurra tienen que haber líneas de presión paralelas. El principio es similar al estado inestable, pero cuando la presión afecta las fronteras, en todo punto del yacimiento dP/dt es el mismo y se obtienen líneas paralelas. Matemáticamente, dP/dt es constante y entonces la rata será constante hasta que la presión de fondo fluyente no se pueda mantener. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos -

De acuerdo con la variación de una propiedad con respecto al tiempo existen principalmente tres estados de flujo a saber: flujo estable, flujo pseudoestable y flujo inestable. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

En el estado inestable, el pozo se somete a producción a condiciones de presión de fondo constantes. Es decir que si se desea mantener este valor, se debe variar la rata de flujo. Inicialmente la presión avanza dentro del yacimiento y drena una cantidad determinada de fluidos. Más allá de ese punto no existe movimiento de fluidos. A medida que la presión avanza, el movimiento de fluidos es más interno, aunque menor, dentro del yacimiento. Una vez que la presión llega a la frontera, no existe un soporte para sostener la presión y esta debe caer a otro punto de modo que se mantenga la presión del pozo constante. Dicha caída de presión en la frontera hace que cada vez el caudal en el pozo se haga menor. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Es la relación que expresa la cantidad de fluido que satura el medio poroso. Conocida dicha cantidad y la extensión del volumen poroso se puede volumétricamente determinar cuánto fluido existe en una roca. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Es imposible tener una descripción detallada del espacio poroso pero, con respecto a los granos en un material granular, es posible contar con una descripción estadística de una clase u otra. La determinación de la distribución del tamaño de poro es de importancia especial en materiales consolidados donde no puede obtenerse una distribución del tamaño de grano. Puesto que los medios porosos poseen una estructura porosa más o menos aleatoria, no es sorprendente que las muestras pequeñas del mismo material no tengan la misma porosidad o permeabilidad. Generalmente se observa que a mayor volumen, para muestras individuales, hay más probabilidad de que los mismos valores de permeabilidad y porosidad se observen. Estas características de los materiales porosos pueden entenderse por el siguiente análisis. Considere un volumen bruto de material poroso e imagine que este se divide en paralelepípedos muy pequeños. Estos elementos poseen una distribución de porosidad debido a la estructura aleat

Las capas suprayacentes pueden compactar el yacimiento y reducir el espacio poroso. La compactación tiende a cerrar los espacios vacíos, forzar el fluido a salir y permitir un mayor acercamiento de las partículas minerales, especialmente en rocas sedimentarias de grano fino. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Cemento que une los granos y que se forma posterior a la depositación ya sea por dilución 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 combinación de estos. Las areniscas altamente cementadas presentan bajas porosidades. Lo contrario ocurre con rocas poco consolidadas. La cementación toma lugar tanto en el tiempo de mitificación como en el proceso de alteración de las rocas causada por agua circulante. De la calidad del material cementante dependerá la firmeza y compactación de la roca. Se tiene, entonces, formaciones consolidados, poco consolidados y no consolidados. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

El cálculo volumétrico de petróleo y/o gas es de una de las herramientas para la estimación de reservas. Los métodos para cuantificar reservas son: a) Método volumétrico b) Ecuación de balance de materia c) Curvas de declinación d) Simulación numérica y/o matemática de yacimientos Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Ocurre por un proceso geológico o artificial subsiguiente a la depositación de sedimentos. Puede ser debida a la solución 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 geológico (diagénesis y catagénesis) que tomó lugar después de la depositación de los sedimentos. La magnitud, forma, tamaño e interconexión de los poros podría no tener relación directa de la forma de las partículas sedimentarias originales. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Esto se debe a: (1) espacios vacíos resultantes de la depositación de fragmentos detríticos de fósiles. (2) espacios vacíos resultantes del empaquetamiento de oolitas. (3) espacios cavernosos de tamaño irregular y variable formados durante el tiempo de depositación. (4) espacios creados por organismos vivos en el momento de la depositación. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Existe concentración de espacios vacíos de diferentes variedades paralelos a los planos de estratificación. Las geometrías mayores de muchos yacimientos petroleros están controladas por este tipo de porosidad. Entre las causas de espacios vacíos en los planos estratificados se cuentan: diferencias de los sedimentos depositados, tamaño de partículas y arreglo de depositación y ambientes de depositación. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Es función del espacio vacío entre granos, es decir, de los espacios intersticiales de toda clase en todo tipo de roca. Esta porosidad comprende tamaño sub-capilar a super-capilar. Generalmente, los espacios tienen un diámetro mayor de 0.5 mm. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Se refiere a los espacios existentes entre los planos de un cristal o espacios vacíos entre cristales. Muchos de éstos poros son sub-capilares, v.g. poros menores de 0.002 mm de diámetro. La porosidad que se encuentra entre cristales o partículas tamaño lodo se llama comúnmente “microporosidad”. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca. Esta porosidad es una indicación 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 número de factores litológicos como tipo, contenido e hidratación de arcillas presentes en la roca, entre otros. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

La ley de Darcy como tal considera que un solo fluido satura 100 % el medio poroso, por lo tanto, el estado estable prevalece. Otra consideración hecha por Darcy es que el flujo es homogéneo y laminar. La ecuación de Forchheimer tiene en cuenta los factores inerciales que determinan que el flujo no es laminar o no Darcy. ß es la constante inercial y es obtenida normalmente por medio de Correlaciónes empíricas como la de Geertsma: Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

La presión óptimo de separación es aquella que produce menor liberación de gas en la prueba de separadores, crudo con mayor gravedad API y menor factor volumétrico de formación de petróleo.

Este porosimetro funciona con la imbicion de gas preferiblemente helio, dentro una sección de referencia cuya medicion de presión es efectuada con instrumentos de alta precisión electronica. Una vez leída la presión de entrada se realiza una expansión del gas dentro del portamuestra se lee el resultado a baja presión, obteniéndose el volumen de los granos por una simple expresión (P1.V1 = P2.V2)

Existen dos tipos de permeámetros: pasivos y activos. Permeámetro de caudal variable En este método se mide el caudal de agua que atraviesa una muestra de suelo saturada colocada en un dispositivo llamado permeámetro. El volumen de agua se mide registrando el nivel de agua en un tubo alimentador conectado al aparato. Permeámetro de caudal constante En este método se mantiene constante el nivel de agua en el tubo conectado al permeámetro, mientras en el otro lado de la muestra el agua que sale es recolectada para medir su volumen. En este método el caudal de agua debe ser constante en el tiempo debe ser igual al caudal de agua que sale de la muestra.

La cantidad de calor producido por la combustión completa de un combustible. Puede ser medido seco o saturado con vapor de agua; y neto o bruto. ("Bruto" significa que el agua producida durante la combustión ha sido condensada en líquido, liberando así su calor latente; "Neto" significa que el agua permanece como vapor). La convención general es llamarle seco ó bruto.

El proceso de rompimiento de moléculas grandes de aceite en otras más pequeñas. Cuando este proceso se alcanza por la aplicación de calor únicamente, se conoce como desintegración térmica. Si se utiliza un catalizador se conoce como desintegración catalítica; si se realiza en una atmósfera de hidrógeno se conoce como un proceso de hidrodesintegración.

Una mezcla de arcillas, agua y productos químicos utilizada en las operaciones de perforación para lubricar y enfriar la barrena, para elevar hasta la superficie el material que va cortando la barrena, para evitar el colapso de las paredes del pozo y para mantener bajo control el flujo ascendente del aceite ó del gas. Es circulado en forma continua hacia abajo por la tubería de perforación y hacia arriba hasta la superficie por el espacio entre la tubería de perforación y la pared del pozo.

El coiled Tubing usualmente se define como una cadena continua de tuberia de diámetro pequeño, que conecta una serie de equipos en superficie y asocia trabajos de perforación, reparación, completación y reacondicionamiento de hoyo, pudiéndose usar tanto en ambientes terestres como marinos. Esta tubería generalmente es construida de una aleación especial de car4bón y acero, lo que permite se le maneje como a las tuberías PVC (Cloruro de Polivinilo) que poseen características de flexibilidad, antioxidación, resistencia al fuego en algunos casos, entre otras. Las características físicas del Coiled Tubing son las mismas a las de tubería convencional de diámetro similar, con la ventaja de que no es necesario estirbarla tramo por tramo para bajarla o retirarla del pozo, ya que se le desenrrolla o enrolla en un carrete accionado mecánicamente como si fuera una manguera, permiotiendo asi un mejor y más rapido almacenamiento y transporte. por ser tubería rígida flexible puede ser introduciad en

Tuberías de acero de aproximadamente 10 metros de largo que se unen para formar un tubo desde la barrena de perforación hasta la plataforma de perforación. El conjunto se gira para llevar a cabo la operación de perforación y también sirve de conducto para el lodo de perforación.

Plegamiento de las capas superiores de las rocas similar a un arco en forma de domo. Las anticlinales constituyen excelentes prospectos para perforación puesto que el aceite en los depósitos se elevará en forma natural al punto más alto de la estructura, en virtud de que tiene una gravedad específica menor que la del agua.

Es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de un fluido.

Es el yacimiento de petróleo donde la fase mojante es el mismo petróleo.

Es aquel yacimiento donde la fase mojante es el agua.

Es un conjunto de pruebas que se hacen en los laboratorios, a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas para determinar las propiedades de los fluidos de un yacimiento petrolífero.

Son los espacios porosos en la roca que son formados durante la depositación de los sedimentos.

En estos yacimientos, las condiciones iniciales del yacimiento están muy por encima y a la izquierda del punto crítico. El rango de temperatura es bastante amplio. Estos no se vaporizan ni tiene punto crítico. Cuando la presión del yacimiento localiza a éste en la zona de una sola fase, normalmente la composición se mantiene constante. Sin embargo, cuando la presión localiza al yacimiento por debajo de la envolvente, el gas puede producirse más fácilmente y la relación gas-petróleo no se mantiene causando un consecuente cambio del punto de burbuja y un desplazamiento del diagrama de fases. Caso típico ocurre en un yacimiento de condensado retrógrado. Al pasar por el punto de rocío la condensación toma lugar y el líquido queda atrapado dentro de los poros de la roca, luego el producto en superficie tendrá menos contenido líquido y como consecuencia se incrementa el GOR. Una vez el punto de rocío se alcanza, la composición del fluido cambia y la envolvente se desplaza a la derecha lo que

Está formado principalmente por metano y algunos intermedios. El diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el yacimiento. No hay presencia de líquidos ni en yacimiento ni superficie. Sin embargo, a temperaturas criogénicas, menores de 50 °F, se puede obtener luidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tanto a gas como gases húmedos para determinar gas original in-situ y predecir reservas de gas. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Todo el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos con moléculas predominantemente pequeñas yacen debajo de la temperatura del yacimiento. La línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma líquido en el yacimiento, pero si en superficie (dos fases). La gravedad, mayor de 60 API, de los líquidos es similar a la de los gases retrógrados. La gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos es transparente. GOR > 15000 pcs/STB y permanece constante durante toda la vida del yacimiento. Se producen menos de 60 STB crudo por cada millón de pies cúbicos normales de gas. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

El rango de temperatura es más pequeño que en petróleo negro. La temperatura crítica, Tcr, es también menor que en crudos negros y está cerca de la temperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR). Las líneas de calidad no están igualmente espaciadas y están desplazadas hacia arriba hacia el punto de burbuja. Una pequeña reducción en presión por debajo del punto de burbuja causa una liberación enorme de gas. Hasta un 50 % de estos crudos puede convertirse en gas en el yacimiento cuando la presión cae unos cientos psi debajo del punto de burbuja. Estos también se llaman crudos de alta encogimiento o crudos cercanos al punto crítico. La Ecuación de Balance de Materia (EBM) de petróleo negro no trabaja en estos casos. El punto de división entre crudo volátil y negro es arbitrario, pero se toma como referencia la tolerancia de la EBM. Bo > 2, 1000 < GOR < 8000 scf/STB, 45 < API < 60, C7+ mayor o igual a 12.5 %, la temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica y el

Consiste de una amplia variedad de especies químicas que incluyen moléculas grandes, pesadas y no volátiles. El punto crítico está localizado hacia la pendiente de la curva. Las líneas (iso-volumétricas o de calidad) están uniformemente espaciadas y tienen un rango de temperatura amplio. Los primeros crudos de este tipo fueron de color negro, de allí su nombre. También se le llama crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario. Estos crudos tienen GOR ≤ 1000 pcs/STB, el cual se incrementa por debajo del punto de burbuja. Bo ≤ 2 y API ≤ 45 y el contenido de C7+ mayor o igual a 30 %. Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 °F. La gravedad decrece lentamente con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento donde vuelve a incrementarse ligeramente. Este crudo es normalmente negro (compuestos pesados) aunque pude ser marrón o verduzco. Diagrama de fases para el petróleo negro Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Geológicamente, los yacimientos se clasifican en estratigráficos, estructurales y combinados. Estratigráficos: lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, cambios de permeabilidad. Estructurales: Fracturas en calizas o rocas ígneas, discordancias, fallamiento en areniscas, sinclinales, anticlinales, domos salinos, etc., Combinados: Hace referencia a las posibles combinaciones que se presenten entre los dos grupos anteriores. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

La mayoría de los hidrocarburos se hallan en rocas porosas de grano grueso y permeable, con poco o nada de materia orgánica insoluble. Es improbable que el crudo hallado en estas rocas se pudiera originar allí puesto que no hay señales de materia orgánica sólida. Por lo tanto, la mayoría de yacimientos de hidrocarburos son trampas para la migración de éstos. La migración primaria es la liberación de compuestos hidrocarburos del kerógeno en las capas fuentes y su transporte dentro de los poros estrechos de la roca fuente de grano fino. Los hidrocarburos expelidos de la roca madre pasan hacia unidades de roca más porosas y más permeables. Este fenómeno se llama migración secundaria. Puesto que la mayoría de las rocas en el subsuelo se hallan saturadas con agua, el movimiento de hidrocarburos tiene que ser debido a flujo activo de agua, o flujo independiente de la fase acuosa, por desplazamiento o por difusión. Puesto que normalmente los hidrocarburos son menos densos que el agua, su acum

Es el proceso mediante el cual la caliza se transforma endolomita según la siguiente reacción: 2CaCO3+Mg+2 →CaMg(CO3)+Ca+2 (caliza) (Dolomita) Algunas rocas carbonatas están constituidas solamente por calizas. Si el agua circulante a través del espacio poroso contiene suficientes cantidades de magnesio disuelto, el calcio en la roca puede intercambiarse por el magnesio en solución. Como el magnesio es considerablemente más pequeño que el calcio, la resultante dolomita tendrá una porosidad mayor, cuyo incremento oscila entre el 12-13 Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Se entiende por yacimiento una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y/o gaseoso. Los cinco ingredientes básicos que deben estar presentes para tener un yacimiento de hidrocarburos son: · fuente. · Camino migratorio. · Trampa · Almacenaje/porosidad · Transmisibilidad/ Permeabilidad. Fuente: Libro Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar