INGENIERÍA PETROLERA BASICA

Ing. Raúl Robbins Martínez

I) Conceptos fundamentales de la Ingeniería Petrolera y Campos deAcción.1. Geología2. Geofísica3. Tipos de rocas4. Trampas de hidrocarburos5. Limites de yacimientos6. Campos de desarrollo del Ingeniero Petrolero

II) Ingeniería de Yacimientos.1. Clasificación de los yacimientos2. Propiedades petrofísicas de los yacimientos3. Métodos de determinación de la porosidad4. Permeabilidad5. Propiedades PVT de los hidrocarburos6. Reservas de hidrocarburos7. Determinación del volumen original de hidrocarburos8. Mecanismos de empuje de los yacimientos9. Curvas de declinación de la producción.10. Métodos de recuperación secundaria y mejorada.

III) Aspectos Prácticos de la Perforación y Terminación de Pozos.1. Localización de un pozo2. Descripción de un equipo de perforación3. Equipos y herramientas de perforación.4. Programa de perforación5. Tuberías de Revestimiento6. Perforación direccional7. Hidráulica de perforación8. Propiedades de los fluidos de perforación9. Clasificación de los fluidos de perforación10. Terminación de pozos.

IV) Registros Geofísicos y Pruebas de Presión a Pozos.1. Clasificación de los registros geofísicos.2. Propiedades de las rocas a medir3. Registro del potencial espontáneo4. Propiedades de las formaciones5. Registro de rayos gamma6. Pruebas de presión7. Antecedentes8. Tipos de pruebas de presión9. Diagnostico de régimen de flujo10. Ejemplos de campo

V) Aspectos Prácticos de la Ingeniería de Producción.1. Aparejos de producción2. Principios de separación de fluidos, baterías de separación.3. Conducción de fluidos en superficie.4. Corrosión.5. Sistemas artificiales de producción.

VI) Evaluación Económica de Proyectos de Inversión.1. Valor del dinero con relación del tiempo2. Diagramas de flujo de caja de capital3. Interés4. Tasa de interés.5. Monto6. Interés simple7. Interés compuesto8. Valor presente y valor futuro9. Anualidades10. Principales factores en la ingeniería económica.

CAPITULO-I

GEOLOGÍA

(Del griego, geo, ‘tierra’ y logos, ‘conocimiento’, por lo tanto, tratado o conocimiento de la Tierra), campo de laciencia que se interesa por el origen del planeta Tierra, su historia, su forma, la materia que lo configura y los procesosque actúan o han actuado sobre él. Es una de las muchas materias relacionadas como ciencias de la Tierra, ogeociencia, y los geólogos son científicos de la Tierra preocupados por las rocas y por los materiales derivados queforman la parte externa de la Tierra. Para comprender estos cuerpos, se sirven de conocimientos de otros campos, porejemplo de la física, química y biología. De esta forma, temas geológicos como la geoquímica, la geofísica, lageocronología (que usa métodos de datación) y la paleontología, ahora disciplinas importantes por derecho propio,incorporan otras ciencias, y esto permite a los geólogos comprender mejor el funcionamiento de los procesos terrestresa lo largo del tiempo.

Aunque cada ciencia de la Tierra tiene su enfoque particular, todas suelen superponerse con la geología. De estaforma, el estudio del agua de la Tierra en relación con los procesos geológicos requiere conocimientos de hidrología yde oceanografía, mientras que la medición de la superficie terrestre utiliza la cartografía (mapas) y la geodesia(topografía). El estudio de cuerpos extraterrestres, en especial de la Luna, de Marte y de Venus, también aporta pistassobre el origen de la Tierra. Estos estudios, limitados en un primer momento a las observaciones telescópicas,recibieron un gran impulso con la exploración del espacio que empezó en la década de los años sesenta.

Como ciencia mayor, la geología no sólo implica el estudio de la superficie terrestre, también se interesa por las partesinternas del planeta. Este conocimiento es de básico interés científico y está al servicio de la humanidad. De estaforma, la geología aplicada se centra en la búsqueda de minerales útiles en el interior de la tierra, la identificación deentornos estables, en términos geológicos, para las construcciones humanas y la predicción de desastres naturalesasociados con las fuerzas geodinámicas que se describen más adelante.

Siglo XX

Los avances tecnológicos de este siglo han suministrado herramientas nuevas y sofisticadas a los geólogos y les hanpermitido medir y controlar los procesos terrestres con una precisión antes inalcanzable. En su teoría básica, el campode la geología experimentó una gran revolución con la introducción y el desarrollo de la hipótesis de la tectónica deplacas que establece que la corteza de la Tierra se divide en varias placas que se mueven, chocan o se alejan enintervalos geológicos. Se considera ahora que las placas grandes empiezan en dorsales oceánicas y de otros tipos,llamados centros de extensión, y se mueven hacia fosos submarinos, o zonas de subducción, donde la materia de lacorteza desciende de nuevo. Los lugares de la Tierra donde se producen los grandes terremotos tienden a situarse enlos límites de estas placas sugiriendo que la actividad sísmica puede interpretarse como el resultado de movimientoshorizontales de éstas.

Esta hipótesis se relaciona con el concepto de deriva continental, propuesta por el geofísico alemán Alfred Wegeneren 1912. Fue apoyada más tarde por la exploración de las profundidades marinas, gracias a la cual se obtuvieronpruebas de que el fondo marino se extiende, creando un flujo de corteza nueva en las dorsales oceánicas. El conceptode la tectónica de placas se ha relacionado desde entonces con el origen y el crecimiento de los continentes, con lageneración de corteza continental y oceánica y con su evolución temporal. De esta forma, los geólogos del siglo XX

han desarrollado una teoría para unificar muchos de los procesos más importantes que dan forma a la Tierra y a suscontinentes.

La escala de tiempos geológicos

Se obtienen registros de la geología de la Tierra de cuatro clases principales de roca, cada una producida en un tipodistinto de actividad cortical: 1) erosión y sedimentación producen capas sucesivas de rocas sedimentarias; 2)expulsión, por cámaras profundas de magma, de roca fundida que se enfría en la superficie de la corteza terrestre, ysuministra información sobre la actividad volcánica; 3) estructuras geológicas desarrolladas por rocas preexistentes,restos de antiguas deformaciones; y 4) registros de actividad plutónica o magmática en el interior de la Tierrasuministrados por estudios de las rocas metamórficas o graníticas profundas. Se establece un esquema con los sucesosgeológicos al datar estos episodios usando diversos métodos radiométricos y relativistas.

Las divisiones de la escala de tiempos geológicos resultante se basan, en primer lugar, en las variaciones de las formasfósiles encontradas en los estratos sucesivos. Sin embargo, los primeros c4.000 a 6.000 millones de años de la cortezaterrestre, están registrados en rocas que no contienen casi ningún fósil; sólo existen fósiles adecuados paracorrelaciones estratigráficas de los últimos 600 millones de años, desde el cámbrico inferior. Por esta razón, loscientíficos dividen la extensa existencia de la Tierra en dos grandes divisiones de tiempo: el criptozoico (vida oculta),o precámbrico, y el fanerozoico (vida evidente), o cámbrico, junto a las divisiones de tiempo más recientes.

Diferencias fundamentales en los agregados fósiles del fanerozoico primitivo, medio y tardío han dado lugar a ladesignación de tres grandes eras: el paleozoico (vida antigua), el mesozoico (vida intermedia) y el cenozoico (vidareciente). Las principales divisiones de cada una de estas eras son los periodos geológicos, durante los cuales las rocasde los sistemas correspondientes fueron depositadas en todo el mundo. Los periodos tienen denominaciones quederivan en general de las regiones donde sus rocas características están bien expuestas; por ejemplo, el pérmico sellama así por la provincia de Perm, en Rusia. Algunos periodos, por el contrario, tienen el nombre de depósitostípicos, como el carbonífero por sus lechos de carbón, o de pueblos primitivos, como el ordivícico y el silúrico por losordivices y los silures de las antiguas Gran Bretaña y Gales. Los periodos terciario y cuaternario de la era cenozoica sedividen en épocas y edades, desde el paleoceno al holoceno (o tiempo más reciente). Además de estos periodos, losgeólogos también usan divisiones para el tiempo de las rocas, llamados sistemas, que de forma similar se dividen enseries y algunas veces en unidades aún más pequeñas llamadas fases.

El descubrimiento de la radiactividad permitió a los geólogos del siglo XX idear métodos de datación nuevospudiendo así asignar edades absolutas, en millones de años, a las divisiones de la escala de tiempos. A continuación seexpone una descripción general de estas divisiones y de las formas de vida en las que se basan. Los registros fósilesmás escasos de los tiempos precámbricos, como hemos dicho, no permiten divisiones tan claras.

Periodo cámbrico (570 a 500 millones de años)

Una explosión de vida pobló los mares, pero la tierra firme permaneció estéril. Toda la vida animal era invertebrada, ylos animales más comunes eran los artrópodos llamados trilobites (extintos en la actualidad) con miles de especiesdiferentes. Colisiones múltiples entre las placas de la corteza terrestre crearon el primer supercontinente, llamadoGondwana.

Periodo ordivícico (500 a 430 millones de años)

El predecesor del océano Atlántico actual empezó a contraerse mientras que los continentes de esa época se acercabanunos a otros. Los trilobites seguían siendo abundantes; importantes grupos hicieron su primera aparición, entre ellosestaban los corales, los crinoideos, los briozoos y los pelecípodos. Surgieron también peces con caparazón y sin

mandíbula —son los primeros vertebrados conocidos— sus fósiles se encuentran en lechos de antiguos estuarios deAmérica del Norte.

Periodo silúrico (430 a 395 millones de años)

La vida se aventuró en tierra bajo la forma de plantas simples llamadas psilofitas, que tenían un sistema vascular parala circulación de agua, y de animales parecidos a los escorpiones, parientes de los artrópodos marinos, extintos en laactualidad, llamados euriptéridos. La cantidad y la variedad de trilobites disminuyeron, pero los mares abundaban encorales, en cefalópodos y en peces con mandíbula.

Periodo devónico (395 a 345 millones de años)

Este periodo se conoce también como la edad de los peces, por la abundancia de sus fósiles entre las rocas de esteperiodo. Los peces se adaptaron tanto al agua dulce como al agua salada. Entre ellos había algunos con caparazón ycon o sin mandíbula, antecedentes de los tiburones y peces de agua dulce a partir de los cuales evolucionaron losanfibios. (Aún existe una subespecie de los tiburones de esta época). En las zonas de tierra, se hallaban muchoshelechos gigantes.

Periodo carbonífero (345 a 280 millones de años)

Los trilobites estaban casi extinguidos, pero los corales, los crinoides y los braquiópodos eran abundantes, así comotodos los grupos de moluscos. Los climas húmedos y cálidos fomentaron la aparición de bosques exuberantes en lospantanales, en ellos se formaron los actuales lechos de carbón más grandes. Las plantas dominantes eran loslicopodios con forma de árbol, los equisetos, los helechos y unas plantas extintas llamadas pteridospermas o semillasde helecho. Los anfibios se extendieron y dieron nacimiento a los reptiles, primeros vertebrados que vivían sólo entierra. Aparecieron también insectos alados como las libélulas.

Periodo pérmico (280 a 225 millones de años)

Las zonas de tierra se unieron en un único continente llamado Pangea, y en la región que correspondía con Américadel Norte se formaron los Apalaches. En el hemisferio norte, aparecieron plantas semejantes a las palmeras y coníferasauténticas que sustituyeron a los bosques de carbón. Los cambios en el medio, resultado de la redistribución de tierra yagua, provocaron la mayor extinción de todos los tiempos. Los trilobites y muchos peces y corales desaparecieroncuando terminó el paleozoico.

Periodo triásico (225 a 195 millones de años)

El principio de la era mesozoica quedó marcado por la reaparición de Gondwana cuando Pangea se dividió en lossupercontinentes del Norte (Laurasia) y del Sur (Gondwana). Las formas de vida cambiaron considerablemente en estaera, conocida como la edad de los reptiles. Aparecieron nuevas familias de pteridospermas, y las coníferas y lascicadinas se convirtieron en los mayores grupos florales, junto a los ginkgos y a otros géneros. Surgieron reptiles,como los dinosaurios y las tortugas, además de los mamíferos.

Periodo jurásico (195 a 136 millones de años)

Al desplazarse Gondwana, el norte del océano Atlántico se ensanchaba y nacía el Atlántico sur. Los dinosauriosdominaban en tierra, mientras crecía el número de reptiles marinos, como los ictiosaurios y los plesiosaurios.Aparecieron los pájaros primitivos y los corales formadores de arrecifes crecían en las aguas poco profundas de lascostas. Entre los artrópodos evolucionaron animales semejantes a los cangrejos y a las langostas.

Periodo cretácico (136 a 65 millones de años)

Los dinosaurios prosperaron y evolucionaron hacia formas más específicas, para desaparecer de forma brusca al finalde este periodo, junto a muchas otras formas de vida. (Las teorías para explicar esta extinción masiva tienen en laactualidad un gran interés científico). Los cambios florales de este periodo fueron los más notables de los ocurridos enla historia terrestre. Las gimnospermas estaban extendidas, pero al final del periodo aparecieron las angiospermas(plantas con flores).

Periodo terciario (65 a 2,5 millones de años)

En el terciario se rompió el enlace de tierra entre América del Norte y Europa y, al final del periodo, se fraguó el queune América del Norte y América del Sur. Durante el cenozoico, las formas de vida de la tierra y del mar se hicieronmás parecidas a las existentes ahora. Se termina de formar la Patagonia y el levantamiento de la cordillera de losAndes. La hierba era más prominente, y esto provocó cambios en la dentición de los animales herbívoros. Al haberdesaparecido la mayoría de los reptiles dominantes al final del cretácico, el cenozoico fue la edad de los mamíferos.De esta forma, en la época eocena se desarrollaron nuevos grupos de mamíferos como los parecidos a caballospequeños, los rinocerontes, los tapires, los rumiantes, las ballenas y los ancestros de los elefantes. En el oligocenoaparecieron miembros de las familias de los gatos y de los perros. En el mioceno los marsupiales eran numerosos, ysurgieron los simios antropoides (semejantes a los humanos). En el plioceno, los mamíferos con placenta alcanzaronsu apogeo, en número y diversidad de especies, extendiéndose hasta el periodo cuaternario.

Periodo cuaternario (desde hace 2,5 millones de años hasta la actualidad)

Capas de hielo continentales intermitentes cubrieron gran parte del hemisferio norte. Los restos fósiles ponen demanifiesto que hubo muchos tipos de prehumanos primitivos en el norte y sur de África, en China y en Java, en elpleistoceno bajo y medio; pero los humanos modernos (Homo sapiens) no surgieron hasta el final del pleistoceno.Más tarde en este periodo, los humanos cruzaron al Nuevo Mundo a través del estrecho de Bering. Las capas de tierraretrocedieron al final y empezó la edad moderna. Se inicia el descenso y retroceso continental desde el estrecho deMagallanes hasta las Antillas y se generan ríos y lagunas.

Campos del estudio geológico

La geología se ocupa de la historia de la Tierra, e incluye la historia de la vida, y cubre todos los procesos físicos queactúan en la superficie o en la corteza terrestres. En un sentido más amplio, estudia también las interacciones entre lasrocas, los suelos, el agua, la atmósfera y las formas de vida. En la práctica, los geólogos se especializan en una rama,física, o histórica, de la geología. La geología física incluye campos como geofísica, petrología y mineralogía, estáenfocada hacia los procesos y las fuerzas que dan forma al exterior de la tierra y que actúan en su interior. Mientras, lageología histórica está interesada por la evolución de la superficie terrestre y de sus formas de vida e implicainvestigaciones de paleontología, de estratigrafía, de paleografía y de geocronología.

GEOFÍSICA

El objetivo de los geofísicos es deducir las propiedades físicas de la Tierra, junto a su composición interna, a partir dediversos fenómenos físicos. Estudian el campo geomagnético, el paleomagnetismo en rocas y suelos, los fenómenosde flujo de calor en el interior terrestre, la fuerza de la gravedad y la propagación de ondas sísmicas (sismología), por

ejemplo. Como subcampo, la geofísica aplicada investiga, con propósitos relacionados con el hombre, característicasde escala muy pequeña y poco profundas en la corteza, como pequeños domos, sinclinales y fallas. La geofísica deexploración combina también información física y geológica para resolver problemas prácticos relacionados con labúsqueda de petróleo y gas, con la localización de estratos de agua, con la detección de yacimientos con minas nuevasde metales y con diversos tipos de ingeniería civil.

Mineralogía

La ciencia de la mineralogía trata de los minerales de la corteza terrestre y de los encontrados fuera de la Tierra, comolas muestras lunares o los meteoritos. (La cristalografía, rama de la mineralogía, implica el estudio de la forma externay de la estructura interna de los cristales naturales y artificiales). Los mineralogistas estudian la formación, laaparición, las propiedades químicas y físicas, la composición y la clasificación de los minerales. La mineralogíadeterminativa es la ciencia de la identificación de un espécimen por sus propiedades físicas y químicas. Lamineralogía económica se especializa en los procesos responsables de la formación de menas, en especial de las quetienen importancia industrial y estratégica.

Geología estructural

Aunque, en un principio a los geólogos estructurales les ocupaba especialmente el análisis de las deformaciones de losestratos sedimentarios, ahora estudian más las de las rocas en general. Comparando las distintas características deestructuras se puede llegar a una clasificación de tipos relacionados. La geología estructural comparativa, que se ocupade los grandes rasgos externos, contrasta con las aproximaciones teóricas y experimentales que emplean el estudiomicroscópico de granos minerales de rocas deformadas. Los geólogos especializados en la búsqueda del petróleo y delcarbón deben usar la geología estructural en su trabajo diario, en especial en la prospección petrolífera, donde ladetección de trampas estructurales que puedan contener petróleo es una fuente importante de información.

Sedimentología

Este campo, también llamado geología sedimentaria, investiga los depósitos terrestres o marinos, antiguos o recientes,su fauna, su flora, sus minerales, sus texturas y su evolución en el tiempo y en el espacio. Los sedimentólogosestudian numerosos rasgos intrincados de rocas blandas y duras y sus secuencias naturales, con el objetivo dereestructurar el entorno terrestre primitivo en sus sistemas estratigráficos y tectónicos. El estudio de las rocassedimentarias incluye datos y métodos tomados de otras ramas de la geología, como la estratigrafía, la geologíamarina, la geoquímica, la mineralogía y la geología del entorno.

Paleontología

La paleontología, estudio de la vida prehistórica, investiga la relación entre los fósiles de animales (paleozoología) yde plantas (paleobotánica) con plantas y animales existentes. La investigación de fósiles microscópicos(micropaleontología) implica técnicas distintas que la de especímenes mayores. Los fósiles, restos de vida del pasadogeológico preservados por medios naturales en la corteza terrestre, son los datos principales de esta ciencia. Lapaleontografía es la descripción formal y sistemática de los fósiles (de plantas y de animales), y las paleontologías deinvertebrados y vertebrados se consideran con frecuencia subdisciplinas separadas.

Geomorfología

La geomorfología, es decir, forma y desarrollo de la Tierra, es el intento de establecer un modelo de la parte externade la Tierra. Los geomorfólogos explican la morfología de la superficie terrestre en términos de principiosrelacionados con la acción glacial, los procesos fluviales, el transporte y los depósitos realizados por el viento, laerosión y la meteorización. Los subcampos más importantes se especializan en las influencias tectónicas en la formade las masas de tierra (morfotectónica), en la influencia del clima en los procesos morfogenéticos y en los agregadosde tierra (geomorfología del clima) y en la medida y el análisis estadístico de datos (geomorfología cuantitativa).

Geología económica

Esta rama mayor de la geología conecta con el análisis, la exploración y la explotación de materia geológica útil paralos humanos, como combustibles, minerales metálicos y no metálicos, agua y energía geotérmica. Campos afinesincluyen la ciencia de la localización de minerales industriales o estratégicos (geología de exploración), el procesadode menas o vetas (metalurgia) y la aplicación práctica de las teorías geológicas a la minería (geología minera).

Ingeniería geológica (y del entorno)

Los ingenieros geólogos aplican los principios geológicos a la investigación de los materiales naturales —tierra, rocay agua superficial y subterránea— implicados en el diseño, la construcción y la explotación de proyectos de ingenieríacivil. Son representativos de estos proyectos los diques, los puentes, las autopistas, los oleoductos, los desarrollos dezonas de alojamiento y los sistemas de gestión de residuos. Una nueva rama, la geología del entorno, recoge y analizadatos geológicos con el objetivo de resolver los problemas creados por el uso humano del entorno natural. El másimportante de ellos es el peligro para la vida y la propiedad que deriva de la construcción de casas y de otrasestructuras en áreas sometidas a sucesos geológicos, en particular terremotos, taludes (véase Corrimiento de tierra),erosión de las costas e inundaciones. El alcance de la geología del entorno es muy grande al comprender cienciasfísicas como geoquímica e hidrología, ciencias biológicas y sociales e ingeniería.

Procesos geológicos

Los procesos geológicos pueden dividirse en los que se originan en el interior de la Tierra (procesos endógenos) y losque lo hacen en su parte externa (procesos exógenos).

Procesos endógenos

La separación de las grandes placas litosféricas, la deriva continental y la expansión de la corteza oceánica ponen enacción fuerzas dinámicas asentadas a grandes profundidades. El diastrofismo es un término general que alude a losmovimientos de la corteza producidos por fuerzas terrestres endogénicas que producen las cuencas de los océanos, loscontinentes, las mesetas y las montañas. El llamado ciclo geotectónico relaciona estas grandes estructuras con losmovimientos principales de la corteza y con los tipos de rocas en distintos pasos de su desarrollo.

La orogénesis, o creación de montañas, tiende a ser un proceso localizado que distorsiona los estratos preexistentes.La epirogenia afecta a partes grandes de los continentes y de los océanos, sobre todo por movimientos verticales, yproduce mesetas y cuencas. Los desplazamientos corticales lentos y graduales actúan en particular sobre los cratones,regiones estables de la corteza. Las fracturas y desplazamientos de rocas, que pueden medir desde unos pocoscentímetros hasta muchos kilómetros, se llaman fallas. Su aparición está asociada con los bordes entre placas que sedeslizan unas sobre otras —por ejemplo, la falla de San Andrés— y con lugares donde los continentes se separan,

como el Valle del Rift, en África occidental. Los géiseres y los manantiales calientes se encuentran, como losvolcanes, en áreas tectónicas inestables.

Los volcanes se producen por la efusión de lava desde las profundidades de la Tierra. La meseta de Columbia, en eloeste de Estados Unidos, está cubierta por una capa de basalto volcánico con más de 3.000 metros de espesor y unárea de unos 52.000 centímetros cuadrados. Estas mesetas basálticas han sido creadas por volcanes. Los volcanes de lacordillera de los Andes (sur) arrojaban, ya en el cenozoico, gran cantidad de cenizas, las cuales, desparramadas, dieronorigen a la región Santacruceña (Argentina), donde los mantos de basalto cubren la meseta patagónica. Otros tipos devolcanes incluyen los acorazados, con perfil ancho y convexo, como los que forman las islas Hawai, y losestratificados, como los de los montes Fuji y St. Helens, compuestos de capas yuxtapuestas de diferentes materiales.

Los seísmos están causados por la descarga abrupta de tensiones acumuladas de forma muy lenta por la actividad delas fallas, de los volcanes o de ambos. El movimiento súbito de la superficie terrestre es una manifestación deprocesos endógenos que pueden provocar olas sísmicas (tsunamis), taludes, colapso de superficies o subsidencia yfenómenos relacionados.

Procesos exogénicos

Cualquier medio natural capaz de mover la materia terrestre se llama agente geomórfico. El agua corriente, lasubterránea, los glaciares, el viento y los movimientos de agua embalsada en el interior (como mareas, olas ycorrientes) son agentes geotérmicos primarios. Puesto que se originan en el exterior de la corteza, estos procesos sellaman epígenos o exógenos.

La meteorización es un término que designa un grupo de procesos responsables de la desintegración y de ladescomposición de rocas sobre el terreno. Puede ser física, química o biológica y es un pre-requisito para la erosión.La caída de masas ladera abajo (transferencia de material hacia abajo por la acción de su propio peso) comprendedeslizamientos y procesos como los flujos y corrimientos de tierra y las avalanchas de escombros. La acciónhidráulica es el arrastre por el agua de materia en suspensión o suelta de mayor tamaño; el proceso similar llevado acabo por el viento se conoce como deflación. La acción de hielo en movimiento se llama a veces burilado; y losglaciares provocan arranques y transportes de rocas. La sedimentación fluvial contribuye al nivelado general de lasuperficie terrestre como resultado de depósitos, que se forman cuando el medio que los transporta pierde fuerza.

TIPOS DE ROCAS

Rocas ígneas.

Rocas formadas por el enfriamiento y la solidificación de materia rocosa fundida, conocida como magma. Según lascondiciones bajo las que el magma se enfríe, las rocas que resultan pueden tener granulado grueso o fino.

Las rocas plutónicas, como el granito y la sienita, se formaron a partir de magma enterrado a gran profundidad bajo lacorteza terrestre. Las rocas se enfriaron muy despacio, permitiendo así el crecimiento de grandes cristales de mineralespuros. Las rocas volcánicas, como el basalto y la riolita se formaron al ascender magma fundido desde lasprofundidades llenando grietas próximas a la superficie, o al emerger magma a través de los volcanes. El enfriamientoy la solidificación posteriores fueron muy rápidas, dando como resultado la formación de minerales con grano fino ode rocas parecidas al vidrio.

Las rocas ígneas, compuestas casi en su totalidad por minerales silicatos, suelen clasificarse según su contenido desílice. Las principales categorías son ácidas o básicas, siendo el granito y la riolita ejemplos del primer grupo, y elgabro y el basalto del segundo.

Rocas metamórficas.

Rocas cuya composición y textura originales han sido alteradas por el calor y la presión existentes en lasprofundidades de la corteza terrestre. El metamorfismo que se produce como resultado tanto de la presión como de latemperatura recibe el nombre de dinamotérmico o regional; el metamorfismo producido por el calor o la intrusión derocas ígneas recibe el nombre de térmico o de contacto.

Hay cuatro variedades comunes de rocas metamórficas que pueden provenir de rocas sedimentarias o de rocas ígneas,según el grado de metamorfismo que presenten, dependiendo de la cantidad de calor y presión a la que se han vistosometidas. Así, el esquisto se metamorfiza en pizarra a baja temperatura, pero si es calentado a temperaturas losuficientemente elevadas como para que se recristalicen sus minerales arcillosos formando laminillas de mica, semetamorfiza en una filita.

A temperatura y presión aún más elevadas, se produce una recristalización completa, que da lugar a esquistos o gneis,rocas en las que el alineamiento de las laminillas de mica produce una textura laminar llamada foliación. En losesquistos, los minerales de color claro (cuarzo y feldespato sobre todo) están distribuidos homogéneamente entre lasmicas de color oscuro; el gneis, por el contrario, exhibe bandas de color características. Entre otros mineralesformados por recristalización metamórfica, los silicatos de aluminio como la andalucita, la sillimanita y la cianita sonlo bastante característicos como para ser considerados diagnósticos.

Entre las rocas metamórficas no foliadas, las más comunes son la cuarcita y el mármol. La cuarcita es una roca dura,de color claro en la que todos los granos de arena de una arenisca se han recristalizado formando una trama decristales de cuarzo imbricados entre sí. El mármol es una roca más blanda y frágil de colores variados en la que se harecristalizado por completo la dolomita o la calcita de la roca sedimentaria madre

Rocas sedimentarias.

Rocas compuestas por materiales transformados, formadas por la acumulación y consolidación de materia mineralpulverizada (intemperismo), depositada por la acción del agua y, en menor medida, del viento o del hielo glaciar. Lamayoría de las rocas sedimentarias se caracterizan por presentar lechos paralelos o discordantes que reflejan cambiosen la velocidad de sedimentación o en la naturaleza de la materia depositada.

Las rocas sedimentarias se clasifican según su origen en mecánicas o químicas. Las rocas mecánicas, o fragmentarias,se componen de partículas minerales producidas por la desintegración mecánica de otras rocas y transportadas, sindeterioro químico, gracias al agua. Son acarreadas hasta masas mayores de agua, donde se depositan en capas. Elesquisto micáceo, la arenisca y el conglomerado son rocas sedimentarias comunes de origen mecánico.

Los materiales que forman rocas sedimentarias químicas pueden ser restos de organismos marinos microscópicosprecipitados sobre el suelo del océano, como es el caso de la caliza. También pueden haber sido disueltos en aguafluente a partir de la roca primigenia y haberse depositado en el mar o en un lago por precipitación de la disolución.La halita, el yeso y la anhidrita se forman por evaporación de disoluciones salinas y la consiguiente precipitación delas sales

CICLO DE LAS ROCAS:En primer término, el intemperismo ataca a la roca sólida formada, ya sea por el enfriamiento de un derrame de lavaen la superficie, o bien, como una roca ígnea formada a profundidad bajo la superficie, expuesta más tarde a la

erosión. Los productos del intemperismo estarán eventualmente en la formación de rocas sedimentarias, metamórficasy aun ígneas. Los derrumbes, el viento, el agua y el hielo de los glaciales, contribuyen al desplazamiento de losmateriales. En el ciclo ideal, estos materiales buscan los fondos oceánicos, donde las capas de lodo suave, arena ygrava se consolidan para constituir rocas sedimentarias. Si el ciclo no interrumpe su proceso, estas nuevas rocaspueden ser, a su vez, sepultadas profundamente y quedar sometidas a calor y presiones de las rocas superyacentes yfuerzas desarrolladas por los movimientos de la tierra. Como consecuencia de estas condiciones las rocassedimentarias se transforman en metamórficas, y si estas, a su vez, sufren de modo continuo y creciente calor ypresión, pueden eventualmente perder su identidad y fundirse, convirtiéndose en magma. Cuando este magma seenfría, tenemos nuevamente una roca ígnea, cerrándose así el ciclo completo.

Pero el ciclo completo de las rocas se puede interrumpir. Por ejemplo, una roca ígnea, puede no quedar expuesta nuncaen la superficie y así, no convertirse jamas en sedimentos por la acción del intemperismo; en cambio, puede quedarsujeta a presión y calor y transformarse directamente en roca metamórfica sin pasar por la etapa sedimentaria intermedia.Pueden tener lugar otras interrupciones si los sedimentos, o la roca sedimentaria o la metamórfica son atacadas por elintemperismo antes de pasar a la siguiente etapa del ciclo completo.

TIPO DE TRAMPAS DE HIDROCARBUROS:

Conocida también con él termino de roca almacenadora. la acumulación de hidrocarburos en el subsuelo es controladapor una trampa geológica constituida por una roca almacenadora, sellos laterales y un sello superior que la cubre total oparcialmente, que puede ser una capa impermeable de roca.

Las trampas almacenadoras pueden ser de tipo estructural, de tipo estratigrafico (por variación lateral de lapermeabilidad), o bien estar formadas por una combinación de ambos tipos (combinadas).

Para el desarrollo de la explotación de los campos petroleros es indispensable el conocer el tipo de trampa que loconstituye, por lo que es conveniente definir sus características más importantes.

TIPOS DE LIMITES:Para evaluar y desarrollar un yacimiento es necesario conocer sus tipos de limites (superior, inferior y laterales).

La precisión requerida para la cuantificación de los volúmenes originales de hidrocarburos y la exactitud que requiere laingeniería de yacimientos en general, hace necesario que se defina el tipo de limite, ya que cada uno en particular,presenta condiciones de frontera diferentes.

Los tipos de limites más comunes son: planos de fallas geológicas, perdida de permeabilidad de la capa de la rocaalmacenadora (por cambio de facies o acuñamiento) y el contacto agua-aceite.

GEOFÍSICA.

Rama de la ciencia que aplica los principios físicos al estudio de la Tierra. Los geofísicos examinan los fenómenosnaturales y sus relaciones en el interior terrestre; entre ellos se encuentran el campo magnético terrestre, los flujos decalor, la propagación de ondas sísmicas y la fuerza de la gravedad. El campo de la geofísica, tomada en un sentidoamplio, estudia también los fenómenos extraterrestres que influyen sobre la Tierra, a veces de forma sutil, y lasmanifestaciones de la radiación cósmica y del viento solar.

Áreas de estudio

La subdivisión del amplio tema de la geofísica en varias ramas requiere la clasificación de las distintas tareas. Sinembargo, en un sentido estricto, esta disciplina abarca todos los campos dedicados a la investigación del interior de la

Tierra, de su atmósfera, de su hidrosfera (el agua) y de su ionosfera (atmósfera superior ionizada). Se incluyen camposrelacionados en las descripciones siguientes.

Física de la Tierra sólida

Abarca todos los temas dedicados al interior de la Tierra; implica el estudio del comportamiento de la materia terrestredesde la corteza al núcleo, en particular el relacionado con el tamaño, la forma, la gravedad, el magnetismo y lasismicidad de la Tierra. El campo especializado de la geodesia está concernido por la determinación de la forma y deltamaño de la Tierra y por la localización de puntos particulares sobre su superficie. En este estudio están implicados ladeterminación del campo gravitatorio y la observación de cambios en la rotación terrestre, en la situación de los polosy en las mareas. Dos nuevas técnicas para la realización de las medidas geodésicas, la interferometría lejana (VLBI) yel alineado láser con satélite (SLR), han sido usadas para determinar, con una precisión de milímetros, las velocidadescon las que los continentes se separan o se acercan unos de otros. Véase Tectónica de placas.

Magnetismo terrestre

El geomagnetismo estudia los fenómenos magnéticos que aparecen en la Tierra y en su atmósfera. La generación delos campos magnéticos parece estar relacionada con el movimiento de materia fluida conductora de electricidad en elinterior de la Tierra, de tal forma que el planeta actúa como una dinamo autoexcitada. La materia conductora y elcampo geomagnético podrían estar controlándose mutuamente. El estudio de este problema se conoce comomagnetohidrodinámica o hidromagnetismo. El estudio de como el campo magnético ha cambiado a lo largo de lahistoria terrestre, llamado paleomagnetismo, ha suministrado las primeras pruebas sólidas de la teoría de la tectónicade placas.

LA GRAVEDAD Y LAS MAREAS

La gravedad (gravitación) es la fuerza atractiva ejercida por la masa terrestre. El gradiente del potencial gravitatorio—la fuerza de la gravedad— es perpendicular a la superficie de la Tierra, por tanto la fuerza es vertical. Losgravímetros son balanzas muy sensibles usadas para realizar medidas relativas de gravedad. Las diferencias medidas,provocadas por variaciones en la densidad de la Tierra, se llaman anomalías de Bouguer.

La rotación de la Tierra entre los campos gravitatorios de la Luna y del Sol imponen cambios periódicos en elpotencial de cualquier punto del planeta. Las mareas son el efecto más visible; además de las mareas marinas, seproducen mareas en la Tierra en forma de pequeñas deformaciones de la corteza.

SISMOLOGÍA

Una mejor comprensión de la actividad sísmica ha sido posible con el descubrimiento de que los grandes terremotosse producen por el movimiento de las placas tectónicas de la Tierra. Además, casi todo lo que podemos suponer sobreel manto y el núcleo terrestre se ha deducido por el análisis del paso de ondas sísmicas por el centro de la Tierra. Enesta década, los geofísicos han hecho grandes avances en la comprensión de la corteza y del manto superior, una zonallamada litosfera. Los logros más importantes en la investigación de esta zona han sido posibles gracias al uso de unatécnica sonar desarrollada originalmente en sismología para encontrar petróleo y gas, llamada perfilado sísmico porreflexión.

HIDROLOGÍA

Es la ciencia principal que estudia las aguas continentales sobre y bajo la superficie terrestre y en la atmósfera. Lacirculación constante de agua desde la tierra y el mar a través de la biosfera y de la atmósfera por evaporación, porevapotranspiración (perdida de agua de los suelos por evaporación y por transpiración en las plantas), porprecipitación y en corrientes, constituye el ciclo hidrológico.

VULCANOLOGÍA

Los estudios vulcanológicos se refieren a la erupción en superficie de magma (materia rocosa fundida) y de gas desdeel interior de la Tierra y a las estructuras, los depósitos y los terrenos asociados con esta actividad.

Aunque ningún conjunto único de actividades volcánicas indica de forma fiable la aparición de nuevos sucesos,algunos procesos suministran a los geofísicos pistas sobre posibles erupciones futuras de volcanes. Estos fenómenosengloban cambios en la fuerza y en la orientación del campo magnético terrestre, proliferación de microterremotos,incrementos del flujo de calor, a veces detectados por termopares o por fotografías aéreas de infrarrojos, variacionesen las corrientes eléctricas locales en el interior de la Tierra, aumentos de las expulsiones de gas en fumarolas y enrespiraderos, y abombamiento de los domos de magma.

ELECTRICIDAD TERRESTRE

Las corrientes eléctricas estáticas o alternas que fluyen bajo tierra están inducidas por campos eléctricos o magnéticos,naturales o artificiales. La resistencia eléctrica en las profundidades se mide con sondeos llamados magnetotelúricos.Los geofísicos han determinado gracias a las corrientes inducidas y a las variaciones geomagnéticas que laconductividad generalmente crece con la profundidad.

Fenómenos atmosféricos

La física de la atmósfera baja, donde el aire tiene densidad suficiente como para estar sometido a las leyes de ladinámica de fluidos, es el dominio de la meteorología. En los últimos años, las técnicas de teledetección hanempezado a jugar un papel fundamental en el control de las tormentas y de otros fenómenos atmosféricos transitorios,como los relámpagos (véase Rayo).

Los fenómenos de la atmósfera alta son el tema de estudio de la aeronomía y de la física magnetosférica. El campomagnético terrestre reacciona con el viento solar para formar una especie de vaina, llamada magnetosféra, que actúacomo una dinamo natural gigante, de más de 100.000 km. de lado a lado. Cuando partículas de alta energía llegadasdesde el Sol penetran en esta vaina y entran en los cinturones de radiación de Van Allen, se crea el fenómeno llamadoaurora boreal.

PROSPECCIONES GEOFÍSICAS

La exploración geofísica, comúnmente llamada geofísica aplicada o de prospección, busca la localización deacumulaciones de petróleo, de gas natural, de agua subterránea y de otros minerales con importancia económica. Lasinvestigaciones geofísicas también se utilizan en objetivos de ingeniería, como son la predicción del comportamientode la materia del suelo para la construcción de carreteras, vías de tren, edificios, túneles y plantas de energía nuclear.Las exploraciones se denominan en general como la propiedad que se mide (propiedades eléctricas, gravitatorias,magnéticas, sísmicas, térmicas o radiactivas).

Las exploraciones eléctricas y electromagnéticas miden variaciones en la conductividad y en la capacidad eléctrica delas rocas, y se usan sobre todo para buscar petróleo, gas y metales comunes. Los cambios de conductividad, medidoscon instrumentos especiales introducidos en huecos perforados para petróleo y gas, proveen a los geofísicos de pistascon las cuales pueden estimar el potencial de un estrato de roca para contener hidrocarburos. Las corrientes eléctricascontinuas y alternas se miden en prospecciones bajo tierra, y las frecuencias de radio más pequeñas se usan tanto enexploraciones electromagnéticas subterráneas como aéreas.

Las exploraciones gravitatorias miden variaciones de densidad en conjuntos locales de roca. Estas prospecciones,usadas sobre todo en la búsqueda de petróleo, se basan en un dispositivo llamado gravímetro. Se hacen en tierra, en elmar y bajo tierra.

En las exploraciones magnéticas, los cambios del campo magnético terrestre se miden en estaciones situadas cercaunas de otras; también se pueden realizar desde el aire, en especial cuando se busca petróleo. Dispositivos llamadosmagnetómetros, izados por aviones o sobre barcos sísmicos de investigación ayudan a detectar anomalías magnéticaso a diferenciar características geológicas que pueden parecer similares si sólo se usan datos sísmicos.

La medida del tiempo de propagación de ondas sísmicas es una de las técnicas geológicas más comunes entre lasusadas en las exploraciones. Las investigaciones sísmicas de campo se dividen entre las de refracción y las dereflexión, según cuales sean las ondas predominantes entre las que viajan en dirección horizontal o vertical. Lasprimeras se usan en Ingeniería Geofísica, en prospección petrolífera y para localizar agua subterránea o yacimientosde minerales. Las segundas detectan fronteras entre distintos tipos de rocas, lo que facilita la realización de mapas deestructuras geológicas. La energía sísmica se mide en tierra usando unos instrumentos llamados geófonos quereaccionan a los movimientos en la tierra y en el agua con dispositivos piezométricos que detectan cambios en lapresión hidrostática.

Las exploraciones geotérmicas se concentran en las variaciones de temperatura y en la generación, conducción ypérdida de calor en el interior de la Tierra. La geotermometría es también importante en los estudios vulcanológicostanto como en la localización de fuentes de energía geotérmica.

Las exploraciones de radiactividad, llevadas a cabo en tierra y desde el aire, miden la radiación natural de la Tierra.Los contadores Geiger y de centelleo se usan en la búsqueda de menas de uranio, de metales raros, de potasio y deotros materiales radiactivos.

Los programas geológicos de perforación profunda en la corteza terrestre, como el Programa de sondeo oceánico, sontambién importantes para los geofísicos; el pozo más profundo del mundo —ya tiene más de 12.000 m deprofundidad— se está perforando en la península de Kola, en el norte de Rusia. Los datos geodésicos suministradospor los satélites estadounidenses Navstar del Sistema de Posicionamiento Global (GPS) ayudan a realizar medidassísmicas y de los movimientos de la tectónica de placas. El Vigía Mundial del Clima, programa en curso de ciencia dela atmósfera gestionado por el CIUC y por la OMM, es un sistema global de toma, procesado y distribución de datosal servicio de todos los países. El Programa Global de Investigación Atmosférica (PGIA) es un esfuerzo investigadorpara la predicción cuantitativa del clima.

PETRÓLEO.

Líquido oleoso bituminoso de origen natural compuesto por diferentes sustancias orgánicas. Se encuentra en grandescantidades bajo la superficie terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la industria química. Lassociedades industriales modernas lo utilizan sobre todo para lograr un grado de movilidad por tierra, mar y aire

impensable hace sólo 100 años. Además, el petróleo y sus derivados se emplean para fabricar medicinas, fertilizantes,productos alimenticios, objetos de plástico, materiales de construcción, pinturas o textiles y para generar electricidad.

Las naciones de hoy en día dependen del petróleo y sus productos; la estructura física y la forma de vida de lasaglomeraciones periféricas que rodean las grandes ciudades son posibles gracias a un suministro de petróleoabundante y barato.

CARACTERÍSTICAS

Todos los tipos de petróleo se componen de hidrocarburos, aunque también suelen contener unos pocos compuestosde azufre y de oxígeno; el contenido de azufre varía entre un 0,1% y un 5%. El petróleo contiene elementos gaseosos,líquidos y sólidos. La consistencia del petróleo varía desde un líquido tan poco viscoso como la gasolina hasta unlíquido tan espeso que apenas fluye, asfalto. Por lo general hay pequeñas cantidades de compuestos gaseosos disueltosen el líquido; cuando las cantidades de estos compuestos son mayores, el yacimiento de petróleo está asociado con undepósito de gas natural.

Existen tres grandes categorías de petróleos crudos (denominados a veces simplemente 'crudos'): los de tipoparafínico, los de tipo asfáltico y los de base mixta. Los petróleos parafínicos están compuestos por moléculas en lasque el número de átomos de hidrógeno es siempre superior en dos unidades al doble del número de átomos decarbono. Las moléculas características de los petróleos asfálticos son los naftenos, que contienen exactamente el doblede átomos de hidrógeno que de carbono. Los petróleos de base mixta contienen hidrocarburos de ambos tipos.

FORMACIÓN

El petróleo se forma bajo la superficie terrestre por la descomposición de organismos marinos. Los restos de animalesminúsculos que viven en el mar —y, en menor medida, los de organismos terrestres arrastrados al mar por los ríos olos de plantas que crecen en los fondos marinos— se mezclan con las finas arenas y limos que caen al fondo en lascuencas marinas tranquilas. Estos depósitos, ricos en materiales orgánicos, se convierten en rocas generadoras decrudo. El proceso comenzó hace muchos millones de años, cuando surgieron los organismos vivos en grandescantidades, y continúa hasta el presente. Los sedimentos se van haciendo más espesos y se hunden en el suelo marinobajo su propio peso. A medida que van acumulándose depósitos adicionales, la presión sobre los situados más abajo semultiplica por varios miles, y la temperatura aumenta en varios cientos de grados. El cieno y la arena se endurecen yse convierten en esquistos y arenisca; los carbonatos precipitados y los restos de caparazones se convierten en caliza, ylos tejidos blandos de los organismos muertos se transforman en petróleo y gas natural.

Una vez formado el petróleo, éste fluye hacia arriba a través de la corteza terrestre porque su densidad es menor que lade las salmueras que saturan los intersticios de los esquistos, arenas y rocas de carbonato que constituyen dichacorteza. El petróleo y el gas natural ascienden a través de los poros microscópicos de los sedimentos situados porencima. Con frecuencia acaban encontrando un esquisto impermeable o una capa de roca densa: el petróleo quedaatrapado, formando un depósito. Sin embargo, una parte significativa del petróleo no se topa con rocas impermeablessino que brota en la superficie terrestre o en el fondo del océano. Entre los depósitos superficiales también figuran loslagos bituminosos y las filtraciones de gas natural.

Evolución histórica del aprovechamiento del petróleo

Los seres humanos conocen estos depósitos superficiales de petróleo crudo desde hace miles de años. Durante muchotiempo se emplearon para fines limitados como el calafateado de barcos, la impermeabilización de tejidos o lafabricación de antorchas. En la época del renacimiento, el petróleo de algunos depósitos superficiales se destilaba para

obtener lubricantes y productos medicinales, pero la auténtica explotación del petróleo no comenzó hasta el siglo XIX.Para entonces, la Revolución Industrial había desencadenado una búsqueda de nuevos combustibles y los cambiossociales hacían necesario un aceite bueno y barato para las lámparas. El aceite de ballena sólo se lo podían permitir losricos, las velas de sebo tenían un olor desagradable y el gas del alumbrado sólo llegaba a los edificios de construcciónreciente situados en zonas metropolitanas.

La búsqueda de un combustible mejor para las lámparas llevó a una gran demanda de 'aceite de piedra' o petróleo, y amediados del siglo XIX varios científicos desarrollaron procesos para su uso comercial. Por ejemplo, el británicoJames Young y otros comenzaron a fabricar diversos productos a partir del petróleo, aunque después Young centrósus actividades en la destilación de carbón y la explotación de esquistos petroleros. En 1852, el físico y geólogocanadiense Abraham Gessner obtuvo una patente para producir a partir de petróleo crudo un combustible paralámparas relativamente limpio y barato, el queroseno. En 1855, el químico estadounidense Benjamin Silliman publicóun informe que indicaba la amplia gama de productos útiles que podían obtenerse mediante la destilación del petróleo.

Con ello empezó la búsqueda de mayores suministros de petróleo. Hacía años que la gente sabía que en los pozosperforados para obtener agua o sal se producían en ocasiones filtraciones de petróleo, por lo que pronto surgió la ideade realizar perforaciones para obtenerlo. Los primeros pozos de este tipo se perforaron en Alemania entre 1857 y1859, pero el acontecimiento que obtuvo fama mundial fue la perforación de un pozo petrolero cerca de Oil Creek, enPensilvania (Estados Unidos), llevada a cabo por Edwin L. Drake, el Coronel, en 1859. Drake, contratado por elindustrial estadounidense George H. Bissell —que también proporcionó a Sillimar muestras de rocas petroleras parasu informe— perforó en busca del supuesto 'depósito matriz' del que parece ser, surgían las filtraciones de petróleo dePensilvania occidental. El depósito encontrado por Drake era poco profundo (sólo tenía una profundidad de 21,2metros) y el petróleo era de tipo parafínico, muy fluido y fácil de destilar.

El éxito de Drake marcó el comienzo del rápido crecimiento de la moderna industria petrolera. La comunidadcientífica no tardó en prestar atención al petróleo, y se desarrollaron hipótesis coherentes para explicar su formación,su movimiento ascendente y su confinamiento en depósitos. Con la invención del automóvil y las necesidadesenergéticas surgidas en la I Guerra Mundial, la industria del petróleo se convirtió en uno de los cimientos de lasociedad industrial.

PROSPECCIÓN

Para encontrar petróleo bajo tierra, los geólogos deben buscar una cuenca sedimentaria con esquistos ricos en materiaorgánica que lleven enterrados el suficiente tiempo para que se haya formado petróleo (desde unas decenas demillones de años hasta 200 millones de años). Además, el petróleo tiene que haber ascendido hasta depósitos porososcapaces de contener grandes cantidades de líquido. La existencia de petróleo crudo en la corteza terrestre se velimitada por estas condiciones, que deben cumplirse. Sin embargo, los geólogos y geofísicos especializados enpetróleo disponen de numerosos medios para identificar zonas propicias para la perforación. Por ejemplo, laconfección de mapas de superficie de los afloramientos de lechos sedimentarios permite interpretar las característicasgeológicas del subsuelo, y esta información puede verse complementada por datos obtenidos perforando la corteza yextrayendo testigos o muestras de las capas rocosas. Por otra parte, las técnicas de prospección sísmica —que estudiande forma cada vez más precisa la reflexión y refracción de las ondas de sonido propagadas a través de la Tierra—revelan detalles de la estructura e interrelación de las distintas capas subterráneas. Pero, en último término, la únicaforma de demostrar la existencia de petróleo en el subsuelo es perforando un pozo. De hecho, casi todas las zonaspetroleras del mundo fueron identificadas en un principio por la presencia de filtraciones superficiales, y la mayoría delos yacimientos fueron descubiertos por prospectores particulares que se basaban más en la intuición que en la ciencia.

Un campo petrolero puede incluir más de un yacimiento, es decir, más de una única acumulación continua ydelimitada de petróleo. De hecho, puede haber varios depósitos apilados uno encima de otro, aislados por capasintermedias de esquistos y rocas impermeables. El tamaño de esos depósitos varía desde unas pocas decenas dehectáreas hasta decenas de kilómetros cuadrados, y su espesor va desde unos pocos metros hasta varios cientos oincluso más. La mayoría del petróleo descubierto y explotado en el mundo se encuentra en unos pocos yacimientosgrandes.

Producción primaria

La mayoría de los pozos petroleros se perforan con el método rotatorio. En este tipo de perforación rotatoria, una torresostiene la cadena de perforación, formada por una serie de tubos acoplados. La cadena se hace girar uniéndola albanco giratorio situado en el suelo de la torre. La broca de perforación situada al final de la cadena suele estar formadapor tres ruedas cónicas con dientes de acero endurecido. La roca se lleva a la superficie por un sistema continuo defluido circulante impulsado por una bomba.

El crudo atrapado en un yacimiento se encuentra bajo presión; si no estuviera atrapado por rocas impermeables habríaseguido ascendiendo debido a su flotabilidad hasta brotar en la superficie terrestre. Por ello, cuando se perfora un pozoque llega hasta una acumulación de petróleo a presión, el petróleo se expande hacia la zona de baja presión creada porel pozo en comunicación con la superficie terrestre. Sin embargo, a medida que el pozo se llena de líquido aparece unapresión contraria sobre el depósito, y pronto se detendría el flujo de líquido adicional hacia el pozo si no se dieranotras circunstancias. La mayoría de los petróleos contienen una cantidad significativa de gas natural en solución, quese mantiene disuelto debido a las altas presiones del depósito. Cuando el petróleo pasa a la zona de baja presión delpozo, el gas deja de estar disuelto y empieza a expandirse. Esta expansión, junto con la dilución de la columna depetróleo por el gas, menos denso, hace que el petróleo aflore a la superficie.

A medida que se continúa retirando líquido del yacimiento, la presión del mismo va disminuyendo poco a poco, asícomo la cantidad de gas disuelto. Esto hace que la velocidad de flujo de líquido hacia el pozo se haga menor y selibere menos gas. Cuando el petróleo ya no llega a la superficie se hace necesario instalar una bomba en el pozo paracontinuar extrayendo el crudo.

Finalmente, la velocidad de flujo del petróleo se hace tan pequeña, y el coste de elevarlo hacia la superficie aumentatanto, que el costo de funcionamiento del pozo es mayor que los ingresos que pueden obtenerse por la venta del crudo(una vez descontados los gastos de explotación, impuestos, seguros y rendimientos del capital). Esto significa que seha alcanzado el límite económico del pozo, por lo que se abandona su explotación.

RECUPERACIÓN MEJORADA DEL PETRÓLEO

En el apartado anterior se ha descrito el ciclo de producción primaria por expansión del gas disuelto, sin añadirninguna energía al yacimiento salvo la requerida para elevar el líquido en los pozos de producción. Sin embargo,cuando la producción primaria se acerca a su límite económico es posible que sólo se haya extraído un pequeñoporcentaje del crudo almacenado, que en ningún caso supera el 25%. Por ello, la industria petrolera ha desarrolladosistemas para complementar esta producción primaria que utiliza fundamentalmente la energía natural del yacimiento.Los sistemas complementarios, conocidos como tecnología de recuperación mejorada de petróleo, pueden aumentar larecuperación de crudo, pero sólo con el coste adicional de suministrar energía externa al depósito. Con estos métodosse ha aumentado la recuperación de crudo hasta alcanzar una media global del 33% del petróleo presente. En laactualidad se emplean varios sistemas complementarios: la inyección de agua, gas, vapor, CO2, N2, combustión in-situ, polímeros, surfactantes, etc.

REFINADO

Una vez extraído el crudo, se trata con productos químicos y calor para eliminar el agua y los elementos sólidos y sesepara el gas natural. A continuación se almacena el petróleo en tanques desde donde se transporta a una refinería encamiones, por tren, en barco o a través de un oleoducto. Todos los campos petroleros importantes están conectados agrandes oleoductos.

DESTILACIÓN BÁSICA

La herramienta básica de refinado es la unidad de destilación. El petróleo crudo empieza a vaporizarse a unatemperatura algo menor que la necesaria para hervir el agua. Los hidrocarburos con menor masa molecular son los quese vaporizan a temperaturas más bajas, y a medida que aumenta la temperatura se van evaporando las moléculas másgrandes. El primer material destilado a partir del crudo es la fracción de gasolina, seguida por la nafta y finalmente elqueroseno. En las antiguas destilerías, el residuo que quedaba en la caldera se trataba con ácido sulfúrico y acontinuación se destilaba con vapor de agua. Las zonas superiores del aparato de destilación proporcionabanlubricantes y aceites pesados, mientras que las zonas inferiores suministraban ceras y asfalto. A finales del siglo XIX,las fracciones de gasolina y nafta se consideraban un estorbo porque no existía una gran necesidad de las mismas; lademanda de queroseno también comenzó a disminuir al crecer la producción de electricidad y el empleo de luzeléctrica. Sin embargo, la introducción del automóvil hizo que se disparara la demanda de gasolina, con elconsiguiente aumento de la necesidad de crudo.

PORCENTAJES DE LOS DISTINTOS PRODUCTOS

En 1920, un barril de crudo, que contiene 159 litros, producía 41,5 litros de gasolina, 20 litros de queroseno, 77 litrosde gasoil y destilados y 20 litros de destilados más pesados. Hoy, un barril de crudo produce 79,5 litros de gasolina,11,5 litros de combustible para reactores, 34 litros de gasoil y destilados, 15 litros de lubricantes y 11,5 litros deresiduos más pesados.

INGENIERÍA DEL PETRÓLEO

Los conocimientos y técnicas empleadas por los ingenieros de prospección y refinado proceden de casi todos loscampos de la ciencia y la ingeniería. Por ejemplo, en los equipos de prospección hay geólogos especializados en laconfección de mapas de la superficie, que tratan de reconstruir la configuración de los diversos estratos sedimentariosdel subsuelo, lo que puede proporcionar claves sobre la presencia de depósitos de petróleo. Después, los especialistasen el subsuelo estudian las muestras de las perforaciones e interpretan los datos sobre formaciones subterráneastransmitidos a sensores situados en la superficie desde dispositivos de sondeo eléctricos, acústicos y nuclearesintroducidos en el pozo de prospección mediante un cable. Los sismólogos interpretan las complejas señales acústicasque llegan a la superficie después de propagarse a través de la corteza terrestre. Los geoquímicos estudian latransformación de la materia orgánica y los métodos para detectar y predecir la existencia de dicha materia en losestratos subterráneos. Por su parte, los físicos, químicos, biólogos y matemáticos se encargan de la investigaciónbásica y del desarrollo de técnicas de prospección complejas.

Los ingenieros petroleros son los responsables de la explotación de los yacimientos de petróleo descubiertos. Por logeneral son especialistas en una de las categorías de operaciones de producción: instalaciones de perforación y desuperficie, análisis petrofísico y PVT del yacimiento, estimación de las reservas, especificación de las prácticas deexplotación óptima y control, y seguimiento de la producción.

El ingeniero de perforación determina y supervisa el programa concreto para perforar el pozo, el tipo de lodo deinyección empleado, la forma de fijación del revestimiento de acero que aísla los estratos productivos de los demásestratos subterráneos, y la forma de exponer los estratos productivos del pozo perforado. Los especialistas eningeniería de instalaciones especifican y diseñan los equipos de superficie que deben instalarse para la producción, lasbombas de los pozos, los sistemas para medir el yacimiento, recoger los fluidos producidos y separar el gas, lostanques de almacenamiento, el sistema de deshidratación para eliminar el agua del petróleo producido y lasinstalaciones para sistemas de recuperación mejorada.

Los ingenieros petrofísicos (petroleros) y geológicos, después de interpretar los datos suministrados por el análisis delos testigos o muestras geológicas y por los diferentes dispositivos de sondeo, desarrollan una descripción de la rocadel yacimiento y de su permeabilidad, porosidad y continuidad. A continuación, los ingenieros desarrollan un planpara determinar el número y localización de los pozos que se perforarán en el depósito, el ritmo de producciónadecuado para una recuperación óptima y las necesidades de tecnologías de recuperación complementarias. Estosingenieros también realizan una estimación de la productividad y las reservas totales del depósito, analizando eltiempo, los costos de explotación y el valor del crudo producido. Por último, los ingenieros de producción supervisanel funcionamiento de los pozos; además, recomiendan y ponen en práctica acciones correctoras como fracturamientos,estimulaciones, profundización, ajuste de la proporción entre gas y petróleo o agua y petróleo, o cualesquiera otrasmedidas que mejoren el rendimiento económico del yacimiento.

VOLUMEN DE PRODUCCIÓN Y RESERVAS

El petróleo es quizá la materia prima más útil y versátil de las explotadas. En 1994, el primer productor era ArabiaSaudíta, que producía unas 427,5 millones de toneladas, es decir un 13.3 %. La producción mundial era de 3.209,1millones de toneladas, de las cuales, Estados Unidos produjo un 12.0%, Rusia un 9.8% Irán un 5.5%, México un5.5%, China un 4.5% y Venezuela un 4.3 por ciento.

RESERVAS

Las reservas mundiales de crudo —la cantidad de petróleo que los expertos saben a ciencia cierta que se puedenextraer de forma económica— suman unos 700,000 millones de barriles, de los que unos 360,000 millones seencuentran en Oriente.

PROYECCIONES

Es probable que en los próximos años se realicen descubrimientos adicionales y se desarrollen nuevas tecnologías quepermitan aumentar la eficiencia de recuperación de los recursos ya conocidos. En cualquier caso, el suministro decrudo alcanzará hasta las primeras décadas del siglo XXI. Sin embargo, según los expertos no hay casi perspectivas deque los nuevos descubrimientos e invenciones amplíen la disponibilidad de petróleo barato mucho más allá de eseperiodo. Por ejemplo, el campo petrolero de Prudhoe Bay, en Alaska, es el mayor descubierto nunca en el hemisferiooccidental. Se prevé que la cantidad total de crudo que se podrá recuperar en ese campo será de unos 10,000 millonesde barriles, suficientes para cubrir las necesidades actuales de Estados Unidos durante algo menos de dos años; sinembargo, en Occidente sólo se ha descubierto un campo así en más de un siglo de prospecciones. Además, las nuevasperforaciones no han detenido la disminución continua de las reservas mundiales de crudo que comenzó durante ladécada de 1970.

CAMPOS DE DESARROLLO DEL INGENIERO PETROLERO

El ingeniero petrolero tiene sus principales campo de desarrollo en:

A) PETRÓLEOS MEXICANOS

-PERFORACIÓN DE POZOS.- Elaboración del programa de perforación, diseño de tuberías de revestimiento y sucementación, selección del equipo de perforación, diseño del fluido de perforación, etc.

-TERMINACIÓN DE POZOS.- Diseño del “aparejo de producción”, programa de terminación del pozo, fluidos determinación, diseño y supervisión de tratamiento y/o estimulaciones, etc.

-EVALUACIÓN DE FORMACIONES.- Cálculo del volumen original de hidrocarburos, análisis de registros geofísicosde pozos, desarrollo del campo, determinación de las propiedades petrofisicas y PVT de las formaciones productoras yfluidos producidos, etc.

-ADMINISTRACIÓN DE LA EXPLOTACIÓN.- Diseño, supervisión y análisis de pruebas de variación de presión,análisis nodal de pozos, estimación de cuotas optimas de explotación e inyección por pozo y campo, simulaciónnumérica de yacimientos, investigación de procesos mejorados para la explotación de los yacimientos, etc.

-DISEÑO Y TRANSPORTE DE LOS HIDROCARBUROS.- diseño de las instalaciones para el manejo y transporte delos hidrocarburos, baterías, separadores, diseño de sistemas artificiales de producción, etc.

-COMPUTACIÓN.- Aplicación de nuevos programas relacionados con la perforación y explotación de loshidrocarburos, etc.

-INVESTIGACIÓN.-

B) COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDADC) INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEOD) INSTITUTO DE INVESTIGACIONES ELÉCTRICASE) RECURSOS HIDRAULICOSF) COMPAÑÍAS PRIVADASG) SECRETARIA DE MINAS Y ENERGÍA

CAPITULO IICLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS

En la practica es común clasificar a los yacimientos petroleros de acuerdo a las características de loshidrocarburos producidos y a las condiciones bajo las cuales se presenta su acumulación en el subsuelo.

Así, tomando en cuenta las características de los fluidos producidos, se tienen yacimiento de aceite, aceiteligero (volátil), gas seco, gas húmedo y de gas y condensado.

Las características de los fluidos producidos para delimitar un yacimiento dentro de la clasificaciónanterior son:

Yacimientos de aceite.- Producen un líquido negro o verde negruzco, con una densidad relativa mayorde 0.800 y una relación gas-aceite instantánea menor de 200 m3g/m3o.

Yacimientos de aceite volátil.- Producen un líquido café obscuro, con una densidad relativa relativaentre 0.740 y 0.800 y con una relación gas-aceite instantánea de 200 a 1500 m3g/m3o.

Yacimientos de gas y condensado.- Producen un liquido ligeramente café o pajizo, con una densidadrelativa entre 0.740 y 0.780 y con relaciones gas aceite instantáneas que varían de 1 500 a 12 000.

Yacimientos de gas húmedo.- Producen un liquido transparente, con una densidad relativa menor a0.740 y con relaciones gas-aceite entre 10 000 y 20 000 m3g/m3o.

Yacimientos de gas seco.- Producen un liquido ligero; transparente (si lo hay) y con relaciones gas aceitemayores a 20 000 m3g/m3/o.

La clasificación anterior no es precisa, ya que con la única base de la relación gas-aceite y el color delliquido producido no siempre se puede decir un yacimiento dentro de ella.

En la siguiente tabla se presentan los resultados de un análisis composicional de fluidos típicosrepresentativos de cuatro tipos de yacimientos descritos:

COMPONENTE ACEITE ACEITEVOLÁTIL

GAS YCONDENSADO

GAS SECO

C1 45.62* 64.17 86.82 92.26C2 3.17 8.03 4.07 3.67C3 2.10 5.19 2.32 2.18C4 1.50 3.86 1.67 1.15C5 1.08 2.35 0.81 0.39C6 1.45 1.21 0.57 0.14

C7+ 45.08 15.19 3.74 0.21PESO MOL.

DE C7+231 178 110 145

DENS. RELA. .832 0.765 0.735 0.757RGA 100 408 3420 21 700

COLORLIQUIDO

NEGRO AVERDUSCO

ANARANJADOOBSCURO

CAFÉLIGERO

ACUOSO

*.- PORCIENTO MOLAR

Una forma más exacta de clasificar los yacimientos es mediante un diagrama de fases el cual seconstruye mediante una muestra representativa del yacimiento.

Para poder analizar un diagrama de fases es necesario conocer algunas definiciones previas.

Propiedades intensivas.- Son aquellas que son independientes de la cantidad de materia considerada, porejemplo: la viscosidad, densidad, temperatura, etc.

Punto critico.- Es el estado a condiciones de presión y temperatura para el cual las propiedades intensivasde la fase liquida y gaseosa son idénticas.

Presión critica.- Es la presión correspondiente al punto critico.

Temperatura critica.- Es la temperatura correspondiente al punto critico.

Curva de burbujeo (ebullición).- Es el lugar geométrico de los puntos presion-temperatura, para loscuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase liquida a la región de dos fase.

Curva de rocio (condensación).- Es el lugar geométrico de los puntos presion-temperatura en los cualesse forma la primera gota de liquido, al pasar de la región de vapor a la región de dos fases.

Región de dos fases.- Es la región comprendida entre las curvas de rocio y burbujeo. En esta regióncoexisten en equilibrio las fase liquida y gaseosa.

Criconderbar (crivaporbar).- Es la máxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio un liquido y suvapor.

Cricondenterma.- Es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un liquido y suvapor.

Zona de condensación retrograda.- Es aquella en la cual al bajar la presión, a temperatura constante,ocurre condensación.

Aceite saturado.- Es el que a las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra esta enequilibrio con su gas.

Aceite bajo saturado.- Es aquel que a las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra, escapas de disolver mas gas.

Aceite supersaturado.- Es aquel que en las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra, tienemayor cantidad de gas disuelto que el que le correspondería en condiciones de equilibrio.

Saturación critica de un fluido.- Es la saturación mínima necesaria para que exista escurrimiento de dichofluido en el yacimiento.

PROPIEDADES PETROFISICAS DE LOS YACIMIENTOS

POROSIDAD (φ):

Es una de las propiedades intensivas más importantes de la roca receptora de un yacimiento, ya que esindicativa del volumen del volumen en que pueden encontrase almacenados los hidrocarburos. Laporosidad puede ser efectiva o absoluta.

La porosidad efectiva se define como el cociente que resulta de dividir el volumen total de poroscomunicados, entre el volumen total de la roca.

φ = Vpc ................................................(1) Vt

en donde:

Vpc = Volumen de poros comunicadosVt = Volumen total de la roca φ = Porosidad efectiva de la formación

Generalmente, para los cálculos (φ) está expresada en fracción. Para obtenerla en porciento, bastamultiplicarla por 100.

La porosidad absoluta se define como el cociente que resulta de dividir el volumen total de poros(comunicados + no comunicados) entre el volumen total de roca.

φA = Vp [m3 de poros totales] ..................(2) Vt [m3 de roca]

donde:

φA = Porosidad absoluta de la formaciónVp = Volumen total de poros.

De acuerdo con el origen de las rocas, la porosidad puede clasificarse, según algunos autores, enporosidad original y porosidad inducida (doble porosidad):

La porosidad original es aquella que se desarrolla durante el proceso de depósito de los sedimentos.Dentro de este grupo quedan comprendidas las porosidades intergranulares de las arenas y areniscas y laporosidad oolítica de algunas calizas. Se han conducido estudios tendientes a conocer los límites devariación para este tipo de porosidad considerando granos esféricos y de acuerdo con diversos arreglos delos granos, se tiene que, para un arreglo cúbico la porosidad resulta del 47.6 %, mientras que para unarreglo hexagonal es de 25.96 %, teóricamente. Las porosidades reales, están modificadas por factorestales como la forma de los granos y el material cementante, principalmente.

La porosidad inducida, es aquella que se desarrolla con posterioridad al proceso de depósito de lossedimentos y es debida a fracturas y canales que se forman por disolución en algunas calizas odolomitas, entre otros.

MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD:

a) Registros geofísicos a pozos.b) Medición directa a núcleos en el laboratorio.

Porosimetros de gas.Comparación de pesos.Moliendo la muestra.

porosimetros de gas (ley de boyle).- Consiste en una bomba con accesorios la cual esllenada con un gas inherte a una presión rigurosamente controlada y luego midiendo el volumen del gaspor expansión de una bureta graduada con un liquido conocido. Un gas como el hidrogeno se carga en labomba a una presión de 4 o 5 atmósferas y entonces y entonces se expanciona, dejando escapargradualmente el gas a la bureta en la que se mide el volumen con precisión. Como el gas penetra en elespacio poroso de la muestra, la diferencia entre los volúmenes del gas así determinados, nos da unamedida de los granos de la muestra o núcleo

PERMEABILIDAD (k):

La permeabilidad absoluta de una roca es una medida de su habilidad para conducir un fluido que saturatotalmente su volumen poroso comunicado. Por analogía con los conductores eléctricos puede decirse

que la permeabilidad absoluta representa el recíproco de la resistencia que ofrece el medio poroso al pasode un fluido.

la permeabilidad absoluta de un medio poroso es una propiedad del medio y es independiente del fluidoque se utilice para su determinación siempre que éste no reaccione con, o altere en una forma, laestructura del sólido medido. De acuerdo con esto, la permeabilidad de un medio puede determinarse apartir de mediciones de flujo de gas o líquido a través de él. En ambos casos el cálculo de lapermeabilidad tiene como base la aplicación de la ley de Darcy, que puede expresarse, para un sistemalineal como:

Vx = q/A = -(k/µf)(dp/dx)......................................(1)

donde:

Vx = Velocidad del fluidoq = Gasto del fluidoµf = Viscosidad del fluidoA = Área expuesta al flujodp/dx = Gradiente de presión en la dirección del flujo.

Conociendo entonces la longitud y el área expuesta al flujo de una muestra dada, así como la viscosidad,a las condiciones de la prueba, del fluido empleado, basta con determinar el gasto que ocasione la caídade presión aplicada entre las caras de entrada y salida de la muestra para obtener su permeabilidad.

Para determinar la permeabilidad absoluta de una muestra porosa utilizando flujo de un líquido es unaoperación simple y confiable que requiere sólo que se cumplan las siguientes condiciones:

a) Utilizar un liquido que no reaccione con los sólidos de la muestra.

b) Asegurar la saturación total de la muestra con el líquido de prueba

c) Hacer que el líquido escurra a través de la muestra en régimen laminar.

De la ecuación (1) y para mediciones con líquido, la permeabilidad absoluta de la muestra puedeexpresarse como:

k = (qµfL/A)/(Pe-Ps)...........................................................(2)

donde:

k = Permeabilidad absoluta medida con líquido (D)q = Gasto de líquido (cm3/seg)µf = Viscosidad del líquido a las condiciones de la prueba (cp)L = Longitud de la muestra (cm)A = Área transversal del medio expuesto al flujo (cm²)Pe = Presión de entrada del líquido a la muestra (atm)Ps = Presión de salida del líquido de la muestra (atm)

La ley de Darcy es aplicable también al escurrimiento de fluidos compresibles si los gastos y presiones serefieren a las condiciones medias en la muestra. Para tal caso, y considerando un régimen de flujopermanente, resulta conveniente trabajar con un gasto de masa constante en lugar de un gastovolumétrico constante. Si el gasto de masa se expresa como el producto de la densidad del fluido por lavelocidad con que fluye en la dirección macroscópica de flujo, la ecuación (1) se convierte en:

ρg *Vx = - kg ρg dp = ρg q ...............................(3) µg dx A

Donde ρg *Vx se mantiene constante y está expresado a las condiciones de flujo en el medio poroso,mismas que corresponde a (q).

Dado que proceso puede considerarse isotérmico, suponiendo que el comportamiento del gas se aproximaa la de un gas perfecto y sabiendo que ρg q = ρga qa y que ρga p = ρg pa ,se obtiene:

ρga qa = k ρga p dp ........................................(4) A µa pa dx

Donde el subíndice (a) indica que los parámetros que lo llevan se expresan a condiciones atmosféricas.Integrando a través de un medio poroso de longitud (L) en el que la presión de entrada del gas es Pe y lade salida Ps, se tiene:

qa = kg A (Pe+Ps)(Pe-Ps) .........................(5) µg L 2Pa

Si ahora el gasto de gas, que está expresado a condiciones atmosféricas, se refiere a condiciones media depresión entre las caras de entrada y salida de la muestra resultará a su vez un gasto medio (q):

Pe + Ps q = kg A (Pe - Ps) Pe + Ps 2 µg L 2

o sea:

q = kg A (Pe -Ps).....................................(6)µg L

despejando kg :

kg = q µg L/A .....................................(7) Pe -Ps

Que tiene la misma forma que la ecuación (2), la cual corresponde a fluidos incompresibles.

En la ecuación (7) se tiene que:

q = Gasto de gas referido a las condiciones medias de presión de la muestra (cm3 /seg)kg = Permeabilidad al gas a las condiciones medias de presión de la muestra (Darcys)Pe = Presión de entrada a la muestra (atm)Ps = Presión de salida de la muestra (atm)µg = Viscosidad del gas (cp)L = Longitud del núcleo (cm)A = Área transversal expuesta al flujo (cm²)

Como se observa, la permeabilidad efectiva al gas que expresa la ecuación (7) está ligada a un ciertonivel de presión media en la muestra, es decir, no es la permeabilidad absoluta del medio.

Para medir el gasto de gas se puede realizar a través de gasómetros convencionales como orificioscalibrados. Como parte del equipo se proporciona un juego de orificios calibrados cuya descripción ybase teórica de funcionamiento se hacen a continuación.

JUEGO DE ORIFICIOS CALIBRADOS:

Los orificios calibrados, son discos de vidrio sinterizado montados en tubos de vidrio, los cuales secolocan a la salida del dispositivo portamuestras:

Tomando en cuenta que la presión a la entrada del orificio, Peo, es la presión a la que el gas abandona lamuestra, Ps, la ecuación (6) puede escribirse como:

q = kg Pe-Peo ............................................(8) µg L/A

Análogamente el gasto correspondiente a las condiciones medias del orificio es:

q = kgo Peo -Pso .............................(9) µg Lo/Ao

Donde el grupo de términos kg Ao /Lo se denomina C y es la constante de orificio.

La presión media del orificio es diferente a la presión media de la muestra, por lo tanto es necesarioexpresar el gasto correspondiente a las condiciones medias de la muestra como función del gasto acondiciones medias del orificio. De acuerdo con la Ley de Boyle se tiene:

q = qo Po ..........................................………………......(10) P

donde: P = Presión media en la muestra (abs)Po = Presión media en el orificio (abs)

entonces:Po = Peo - Pso + Pa ............................……………...(11)

2

Con respecto a la presión media de la muestra se tiene:

P = Pe + Ps + Pa ........................……………......(12) 2

donde:

Peo = Presión de entrada al orificio (man)Pso = Presión de salida del orificio (man)Pe = Presión de entrada a la muestra (man)Ps = Peo= Presión de salida de la muestra (man)Pa = Presión barométrica del lugar.

Sustituyendo (11) y (12) en la ecuación (10), del gasto medio q se tiene:

q = qo Ps + Pso + 2Pa ..............................………..(13)Pe + Ps +2Pa

Sustituyendo (13) en (8) y despejando kg:

kg = L/A qo (Ps + Pso + 2Pa) µ ....................…….....(14) (Pe - Peo)(Pe+Pso+2Pa)

Dado que el valor de la presión a la salida del orificio es prácticamente el de la presión atmosférica, eltérmino Pso de la ec. 14 puede hacerse igual a cero; si en la misma ecuación se sustituye el valor delgasto medio dado por la ec (9):

kg = L/A C Ps (Ps + 2Pa) ....................……...(15) (Pe - Peo)(Pe+Ps+2Pa)

Esta expresión de kg está ligada al nivel de la presión media al que se efectúe la medición, sin embargo,es posible obtener la permeabilidad absoluta de un medio poroso a partir de determinaciones depermeabilidad al gas llevadas a cabo a diferentes presiones medias aplicando la relación, propuesta porKlinkenberg.

k = kg ..............................................…….....(16)1+(b/ p )

donde:

k = Permeabilidad del medio a un líquido no reactivo.kg = Permeabilidad del medio a un gas que lo satura

totalmente, medido a pp = Presión media del gas a la cual se observo kg.b = Constante de Klinkenberg para el gas utilizado y

el medio poroso.

La aplicación directa de la ec. (16) requiere el conocimiento de la constante de Klinkenberg, de la cualexisten en la literatura correlaciones con la permeabilidad absoluta. Sin embargo su uso introduce erroresdel orden de la excesiva desviación que tales supuestas correlaciones exhiben y que conducen a queresulte imposible obtener valores confiables de la permeabilidad de alguna muestra porosa.

El método recomendable para superar esta dificultad requiere un mínimo de 12 pruebas experimentalesde flujo, con cuatro gastos diferentes y a tres valores de presión media, a partir de los cuales lapermeabilidad absoluta de la muestra puede obtenerse extrapolando en una gráfica de la permeabilidadescontra el inverso de la presión media.

Este procedimiento resulta lento, por lo que es recomendable sólo cuando se desea evitar el someter lasmuestras al nuevo proceso de limpieza que requiere cuando la medición se ha hecho con un líquido,procedimiento que se considera menos laborioso.

PERMEABILIDAD RELATIVA (krf)

Es la relación matemática entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta:

krf = ko /k ........................................…….........(17)

METODOS PARA DETERMINAR LA PERMEABILIDAD:

Esta se puede determinar de tres maneras:

a) Mediante registros geofísicos de pozos (cualitativamente)b) mediante pruebas de variación de presión a pozos, (cuantitativamente).c) mediciones directas de laboratorio.

PRESIÓN CAPILAR (Pc):

La elevación o descenso de un liquido en tubo capilar o en medios porosos, vienen producidos por latensión interfacial, dependiendo de las magnitudes relativas de la cohesión del liquido y de la adhesióndel liquido, a las paredes del tubo o el medio poroso. Los líquidos ascienden en tubos que mojan(adhesión > cohesión) y descienden en tubos a los que no mojan (cohesión > adhesión). La capilaridadtiene importancia en tubos menores a 10 mm. Por lo que en medios porosos es de suma importancia.

Pc = Po-Pw

MOJABILIDAD (m).- Se dice que un fluido moja en forma preferencial la superficie de un solidócuando se adhiere a ella y tiende a exparcirse sobre la misma, en presencia de otro fluido.Si θ es mayor de cero y menor de 90 grados se dice que la roca es mojada por el agua.

TENSIÓN INTERFACIAL (σ):Una molécula en el interior de un liquido esta sometida a la acción de las fuerzas atractivas en todas lasdirecciones, siendo la resultante nula. Pero si la molécula esta en la superficie de un liquido, sufre laacción de un conjunto de fuerzas de cohesión, cuya resultante es perpendicular a la superficie. De aquíque sea necesario consumir cierto trabajo para mover las moléculas hacia la superficie, venciendo laresistencia de estas fuerzas, por lo que las moléculas superficiales tienen más energía que las interiores.

La tensión interfacial de un liquido es el trabajo que debe realizarse para llevar moléculas en numerosuficientes desde el interior del liquido hasta la superficie para crear una nueva unidad de superficie(kg/cm²). Este trabajo es numéricamente igual a la fuerza tangencial de contracción que actuará sobre unalínea hipotética de longitud unidad situada en la superficie (kg/m).

PROPIEDADES PVT DE LOS HIDROCARBUROS

RELACIÓN DE SOLUBILIDAD (Rs).- También conocida con el nombre de relación gas disuelto en elaceite @ condiciones de yacimiento. Se puede determinar por métodos de laboratorio sus unidadesbienen expresadas en [m3g/m3o].

FACTOR DE VOLUMEN (Bo, Bg, Bw).-es la relación del volumen del fluido @ condiciones deyacimiento entre el fluido @ condiciones estándar. Sus unidades son: [m3f @ c.y./m3f @ c.s.].sedetermina por métodos de laboratorio.

FACTOR DE VOLUMEN TOTAL Bt = Bo + Bg(Rsi-Rs)

COMPRESIBILIDAD DEL ACEITE (Co, Cg, Cw).- - es el cambio en volumen por unidadvolumétrica por el cambio unitario con relación de la presión. Se determina por métodos de laboratorio.

Co = -[1/V*(dV/dP)]

VISCOSIDAD (µ).- Es la resistencia interna que presenta un fluido al movimiento y esta en funcióndirecta de la presión y temperatura del yacimiento. [md].

DENSIDAD.- Es la masa de una sustancia dividida entre el volumen de la misma. [gr./cm3].

DENSIDAD RELATIVA DE UN GAS: Es el peso molecular de un gas entre el peso molecular del aire.El metano, con un peso molecular de 16.04 lb. Tiene una densidad relativa de 16.04/28.97 = 0.55.

MOLE: Es el peso molecular de cualquier sustancia. Por ejemplo 16.04 lb de metano es una mole-libra.En igual forma una mole-gramo de metano son 16.04 gramos del mismos gas. Una mole-libra de gasocupa 379 ft3 a condiciones estándar.

FASE: Es la parte de un sistema que difiere en sus propiedades intensivas, de la otra parte del sistema dehidrocarburos, generalmente se presentan en dos fases, liquida y gaseosa.

CONDICIONES ESTÁNDAR: Son definidas por los reglamentos de los estados o países, por ejemplo,en el estado de Texas las condiciones base son:

P = 14.65 lb/in². abs. T = 60°F

Mientras que en Colorado:

P = 15.025 lb/in² abs. T = 60°F

En México se consideran de:

P = 14.69 lb/in² abs. T = 60°F

PRESIÓN DE VAPOR: Es la presión que ejerce el vapor, de una sustancia cuando esta y el vapor estánequilibrio, el equilibrio se establece cuando el ritmo de evaporación de una sustancia es igual al ritmo decondensación de su vapor.

RELACIÓN GAS-ACEITE: Son los metros cúbicos de gas producido por cada metro cubico de aceiteproducido, medidos ambos volúmenes a condiciones estándar. Las condiciones de separación comopresión, temperatura y etapas, afectan dicho valor.

ACEITE ESTABILIZADO: Aceite que ha sido sometido a un proceso de separación con el objeto deajustar su presión de vapor y reducir su vaporización al quedar expuesto, posteriormente a lascondiciones atmosféricas.

ACEITE EN EL TANQUE DE ALMACENAMIENTO: Es el liquido que resulta de la producción delos hidrocarburos de un yacimiento a través del equipo superficial empleado para separar loscomponentes gaseosos. Las propiedades y la composición del aceite dependen de las condiciones deseparación empleadas, como son: numero de etapas de separación, presiones y temperaturas. El aceite enel tanque se acostumbra reportarlo a condiciones estándar.

ESTUDIOS PVT:

El comportamiento de los fluidos de un yacimiento esta en función de la presión, temperatura, y lacomposición molecular de los mismos.

Los resultados PVT son indispensables para:

a) Identificar correctamente los fluidos.

b) Interpretar los resultados de las mediciones de presión utilizando valores exactos de las viscosidades, de las densidades y factores

de volumen.

c) Determinar las reservas de aceite y de gas, factor de recuperación y el programa de desarrollo de un yacimiento.

d) Simular el comportamiento del fluido del yacimiento a condiciones in-situ y en la superficie.

e) Estimar la vida útil de los pozos fluyentes y seleccionar el método artificial más adecuado al mismo, cuando se agote la presión.

f) Diseñar las instalaciones de separación, líneas superficiales, estaciones de rebombeo, etc.

g) Seleccionar el método optimo para procesos de recuperación secundaria o mejorada.

DATOS DEL POZO Y YACIMIENTO NECESARIOS PARA UN ESTUDIO PVT.

1. Presión estática inicial en el yacimiento.2. Presión de fondo fluyendo durante el muestreo3. Temperatura del yacimiento4. Presión y temperatura en la cabeza del pozo.5. Producción del pozo:

Gastos de aceite (Qo) medido en separador y tanque.Gasto de gas (Qg) medido en el separador.Gasto de agua (Qw) medido en separador y tanque.

6. Coeficiente de contracción del aceite entre el separador y el tanque.7. Contenido de H2S, CO2 u otro fluido particular.8. Densidad del aceite en el tanque, presencia de arena, sedimentos, agua, etc.

CONDICIONES PARA TOMA DE MUESTRAS PVT:

Un estudio PVT debe ser efectuado sobre una muestra representativa, es decir una muestra idéntica alfluido existente en el yacimiento en sus condiciones iniciales (antes de ser producido).

Las normas de la ingeniería petrolera para la toma de muestras para los estudios PVT son:

A) Yacimientos de aceite.- Muestras de fondo tomadas con el pozo cerrado o fluyendo.

Muestras de superficie (gas y aceite tomadas en el separador).

B) Yacimientos de gas.- Muestras de superficie tomadas en el separador, produciendo el pozo a un gastomínimo.

C) Yacimientos de aceite volátil.- Muestras de superficie tomadas en el separador produciendo el pozo aun gasto mínimo.

VOLUMEN DE MUESTRAS NECESARIO PARA UN ESTUDIO PVT COMPLETO:

Muestras de fondo.- Tres muestras representativas de 600 cc.

Muestras de superficie.- Liquido de separadores: tres botellas de 600 cc.Gas de separadores: tres botellas de 20 litros.

Muestras de fondo tomadas con RFT o con cámaras de muestreo de DST, pueden ser utilizadas despuésde un control riguroso (por el laboratorio) de la validez de las mismas.

PARÁMETROS MAS USUALES EN LA INGENIERÍA DE YACIMIENTOS:

RGA RELACIÓN GAS-ACEITE, PRODUCIDO. [M3/m3]So SATURACIÓN DE ACEITE, AGUA Y GAS [ADIM.]Cf COMPRESIBILIDAD DE LA FORMACIÓN [PSI-1]G VOLUMEN ORIGINAL DE GAS @ C. S. [M3]Gp PRODUCCIÓN ACUMULATIVA DE GAS @ C.S. [m3]N VOLUMEN ORIGINAL DE ACEITE @ C.S. [m3]Np PRODUCCIÓN ACUMULADA DE ACEITE @ C.S. [m3]J ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD [m3o/D/Kg./cm2]m RELACIÓN DEL VOLUMEN ORIGINAL DEL GAS

@ C.Y. AL VOLUMEN ORIGINAL DE ACEITE @ C.Y. [m3g/m3o]Qo GASTO DE ACEITE PRODUCIDO @ C.S. [m3/D]re RADIO DE DRENE DEL POZO [m]rw RADIO DEL POZO [m]R CONSTANTE DE LOS GASES [lb-in2/°R mole-lb]Rp RELACIÓN GAS ACEITE ACUMULATIVA [m3g/m3/o]

Rp = Gp/NpVp VOLUMEN POROSO [m3]Vor VOLUMEN DE ACEITE RESIDUAL [m3]W VOLUMEN DE AGUA DEL ACUÍFERO [m3]We VOLUMEN DE ENTRADA DE AGUA AL YAC. [M3]Z FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS [ADIM.]

RESERVAS DE HIDROCARBUROS:

VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS.

Con el fin de pronosticar el comportamiento de un yacimiento, se necesita conocer el volumen original dehidrocarburos en el yacimiento, así como también la energía disponible para expulsar el aceite y el gas ala superficie.

Un yacimiento de hidrocarburos está confinado por límites geológicos, como también de límites defluidos, todos los cuales deben de determinarse lo más exactamente posible. Dentro del confinamiento detales límites, el aceite está contenido en lo que generalmente se refiere a la “zona bruta”. El volumen“neto” es la parte del yacimiento de donde se produce aceite o gas y se determina dé acuerdo con losvalores de permeabilidad, porosidad y saturación de agua. La información que se obtiene de las muestrasdel análisis de núcleos, PVT y registros geofísicos de los pozos “es básica” en la evaluación del volumenoriginal de hidrocarburos.

Si se conoce el volumen del espacio poroso y las propiedades de los fluidos que la saturan, él computo delos hidrocarburos en el yacimiento se convierte en una operación bastante simple. El volumen original dehidrocarburos puede calcular básicamente aplicando dos métodos: Método volumétrico y ecuación debalance de materia.

Así también Las reservas de hidrocarburos se pueden clasificar de la siguiente manera:

a) Reservas Probables:Son aquellas que se encuentran en una estructura no perforada. Cuando exploración mediante susestudios descubre una estructura geológica que tiene probabilidades de contener hidrocarburos.

b) Reservas Probadas:

Son aquellas estructuras geológicas o trampas estructurales y/o estratigráficas, donde se tiene la evidenciaque existe una acumulación de hidrocarburos, la cual puede ser rentable o no la explotación de losmismos.

De acuerdo al tipo de hidrocarburos que se produzcan las reservas también se pueden clasificar en:

- Reservas de aceite

- Reservas de gas- Gas disuelto en el aceite.- Gas asociado libre (casquete de gas)- Gas no asociado al aceite- Gas seco.- Gas húmedo.- Gas inyectado a los yacimientos.

LIMITE AREAL DE LOS YACIMIENTOS PARA RESERVAS PROBADAS:

LIMITE FISICOSe entiende por límite físico de un yacimiento aquel definido por algún accidente geológico (fallas,discordancias, etc.) o por disminución de la saturación de hidrocarburos, porosidad, o por el efectocombinado de estos parámetros.

LIMITE CONVENCIONALSon límites convencionales aquéllos que se establecen dé acuerdo con el grado de exactitud de los datos ode conformidad con las normas establecidas.

Las normas que a continuación se enlistan, han sido propuestas por un grupo de especialistas expertos enel cálculo de las reservas; las cuales parecen ser bastante razonables y lógicas pero, de ninguna maneradeberá tomarse como únicas o definitivas ya que setas pueden cambiar con el criterio de cada analista:

a) Si el límite físico del yacimiento se estima de una distancia mayor de un espaciamiento entre pozos,del yacimiento de que se trate; del pozo situado más al exterior, se fijará como límite convencional lapoligonal formada por las tangentes a las circunferencias trazadas con un radio igual a la unidad delespaciamiento entre pozos.

b) Si él limite físico del yacimiento queda a una distancia menor o igual a la de un espaciamiento entrepozos, el límite físico se estimará a partir de los datos disponibles, y en ausencia de ellos, a la mitadde la distancia que separa al pozo improductivo y el productor más cercano a él.

c) En el caso de tener un pozo productor a una distancia de DOS espaciamientos, éste se tomará encuenta para el trazo de la poligonal que define el área probada. Unicamente si existe correlacióngeológica confiable o pruebas de presión y/o comportamiento que indique la continuidad delyacimiento en esa dirección. De no existir los datos anteriores del pozo se considerará POZOAISLADO, y su reserva se calculará con el límite convencional o sea con la circunferencia trazadacon radio igual a la mitad del espaciamiento.

d) Cuando no se disponga de estudios geológicos que confirmen o demuestren la continuidad de losyacimientos entre pozos vecinos, la reserva se calculará para cada pozo considerándolo como POZOAISLADO, con radio de drene convencional, igual a la mitad del espaciamiento entre pozos delyacimiento de que se trate o del considerado mejor aplicado entre campos vecinos.

e) Para la estimación de las reservas de un yacimiento se tomará como área probada la limitadafísicamente y de no existir ésta, se utilizará la limitada convencionalmente.

METODOS VOLUMENTRICOS PARA ÉL CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DEHIDROCARBUROS A CONDICIONES DE YACIMIENTO:

La escuela de estudio de un yacimiento desde el punto de vista estático comprende los siguientes pasos:

1. Construcción de secciones transversales, utilizando para ello registros geofísicos de todos los pozosperforados en el área del yacimiento.

Las secciones transversales se escogen de una manera arbitraria y las más posibles, procurando que unano pasen cerca del mayor número de pozos.

2. Correlación de dichas secciones.

La correlación de las secciones se hace por medio de los registros geofísicos, a una escala predeterminaday uniendo por medio de curvas continuas las marcas que identifiquen las mismas formaciones o marcasespecificas en los registros geofísicos.

3. Construcción de mapas de cimas estructurales.

Utilizando las secciones ya correlacionadas, se procede a trazar la configuración de cimas, anotando enun plano de localizaciones del campo la profundidad correspondiente, posteriormente se realiza lainterpolación entre pozos, con la finalidad de obtener un mapa de cimas del yacimiento en estudio.

De la misma manera se procede para realizar un plano de bases o limite físico inferior del yacimiento.Conociendo los dos planos anteriores, la diferencia entre ellos nos permite trazar un plano de isopacas oespesores netos de la formación.

4. Cálculo del volumen de roca.

Para poder calcular el volumen de roca, se tienen dos métodos:

a) Método de ISOPACAS.El método de isopacas tiene como base la configuración de un mapa con curvas de igual espesor deformación, para cuya preparación se tiene que disponer de un plano con las localizaciones de todos lospozos que constituyen el campo de estudio. Se anota en cada uno de ellos el espesor neto de la formacióny se realiza la configuración por interpolación o extrapolación de datos para tener curvas con valorescerrados.

Las áreas cerradas por diferentes curvas se miden, ya sea con un planímetro, formulación de integraciónnumérica, paquetes de cómputo, etc. Los valores encontrados se anotan en una tabla, marcándola comoárea del plano(cm2) y se realiza la conversión de las áreas a dimensiones reales.

Posteriormente se construye una gráfica en coordenadas cartesianas, X-Y, con los valores de área deisopacas vs. espesor de la isopaca. Se determina el área bajo la curva, entre los límites cero y el áreamáxima. El valor encontrado se multiplica por la escala de la gráfica para obtener el volumen neto deroca. Si se desea conocer el volumen bruto de roca, es necesario realizar nuevamente un plano deisopacas considerando en esta ocasión las zonas densas (lentes, cambio de facies, etc.).

b) Método de CIMAS y BASES.Este método tiene como base la configuración de mapas con curvas de igual profundidad, tanto de lasCimas como las Bases de la formación, para cuya preparación será necesario disponer de planos con laslocalizaciones de todos los pozos que constituyen el campo en estudio. Por medio de registros geofísicos,se determinan las cimas y las bases de cada pozo en cuestión.

En el plano de localizaciones de los pozos se anotan en cada uno de ellos, la profundidad de la cima y labase de cada pozo involucrado. Posteriormente, se realiza la configuración correspondiente porinterpolación o extrapolación de datos para tener las curvas con los valores cerrados. Las áreasencerradas por las diferentes curvas se miden, con planímetro con formulas de integración, o cualquierotro método conocido, se construye una tabla anotando los valores de las curvas y el áreacorrespondiente, se realiza la conversión a valores reales, de acuerdo a la escala que sé este trabajando.

Para calcular el volumen bruto de roca, se construye una gráfica, X-Y, con los valores de las cimas y lasbases, donde sé graficaran los valores de área de roca vs profundidad, posteriormente se convierte aescala real y se obtiene el valor buscado “volumen bruto de roca”.

PLANO DE REFERENCIACon el mismo método de isopacas, se puede determinar un plano de referencia, de tal manera que quededividido en dos partes iguales el volumen total de roca del yacimiento. El fin que se persigue es de poderreferir cualquier parámetro a este plano.

5. Determinación de la porosidad media del yacimiento.

Existen dos métodos básicos para determinar la porosidad de un yacimiento:(1) Métodos directos y (2) Métodos indirectos.

a) Métodos directos: La porosidad de la formación productora se puede obtener directamente a partir demuestras representativas de dicha formación (núcleos), utilizando para ello “métodos de laboratorio”.

b) Métodos indirectos: La porosidad de las formaciones productoras se puede determinar por medio delos registros geofísicos a pozos. Este es el método mas comúnmente más utilizado, ya que se obtieneun valor promedio de la porosidad del yacimiento. Otro método para determinar la porosidadpromedio es mediante pruebas de interferencia entre pozos.

6. Determinación de la saturación de agua congénita media del yacimiento.

En un yacimiento normalmente están presentes más de un fluido, se acepta en que originalmente losespacios porosos de la roca fueron llenados con agua en su totalidad. Los hidrocarburos más ligeros semovieron por gravedad hacia la parte más alta de la estructura hasta alcanzar posiciones de equilibriohidrostático y dinámico, desplazando a su recorrido agua de los intersticios hasta una saturación de aguacongénita, de aquí que cuando un yacimiento es descubierto, éste pueda contener agua, aceite y gas.

Existen dos métodos para determinar la saturación promedio de agua: los cuales son Métodos directos yMétodos indirectos.

a) Métodos directos: Se utilizan normalmente método de laboratorio, basados en el análisis de muestrasrepresentativas de la formación (núcleos). En la determinación de este parámetro se utiliza la Retorta,éste método toma una muestra pequeña de la roca y la calienta hasta evaporar el agua y aceite, loscuales son condensados posteriormente y recolectados en una probeta graduada.

b) Métodos indirectos: el método comúnmente más utilizado para la determinación de la saturación deagua promedio es mediante la interpretación de los registros geofísicos. Existe otro método delaboratorio para determinar la saturación de agua en el yacimiento y es mediante la determinación dela presión capilar.

7. Calculo del volumen original de hidrocarburos a condiciones de yacimiento.

FACTORES QUE INTERVIENEN EN ÉL CALCULO DE LAS RESERVAS:

F.R.- Factor de recuperación o eficiencia de recuperación total: Es el volumen de hidrocarburosrecuperado dividido entre el volumen de hidrocarburos contenidos inicialmente en el yacimiento.

F.R. = ER = EA * EV * ED

EA = Eficiencia areal: Área barrida en un modelo dividida entre el área total del modelo del yacimiento.

EV = Eficiencia de barrido vertical: Es el espacio poroso invadido por el fluido inyectado dividido entre elespacio poroso comprendido por todas las capas atrás del frente del fluido inyectado.

ED = Eficiencia de desplazamiento: Volumen de hidrocarburos desplazado de poros individuales divididoentre el volumen de hidrocarburos en los mismos poros, antes de iniciar el desplazamiento.

1.- Método volumétrico:

Los parámetros que intervienen en él calculo de la reserva son los siguientes:

Vr = Volumen de roca total en el yacimiento (m3)φ = Porosidad de la formación (adim)Sw = Saturación de agua en el yacimiento. (%)Boi = Factor de volumen del aceite inicial (m3

o c.y./m3o c.s.)

FR = Factor de recuperación. (%)

Reserva inicial = Vr * φ *(1-Sw) * Fr Boi

2.- Simulación con modelos matemáticos

3.- Métodos empíricos:

Curvas de declinaciónCorrelaciones.

DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN ORIGINAL DE UN YACIMIENTO

MÉTODO DE ISOPACAS.- Es un método sencillo y rápido para conocer en forma practica el volumenoriginal de hidrocarburos. Considere un cubo de volumen conocido, Vb, la porosidad de la formación, φ,y la saturación inicial de agua, Swi.

Además se sabe que si el yacimiento es de aceite, la saturación será igual A:

So = 1 -Sw (A)

Se tiene entonces que el volumen original de aceite en el yacimiento es igual a:

N = A*h[1-Swi]Φ @ C.Y. (B)

DONDE: A y B se expresan en unidades consistentes

Expresando lo anterior a c.s. se tiene:

N = [Vb*Φ*So]/ Bo (C)

Para el caso de yacimiento de gas la ecuación © se puede expresar de la siguiente manera:

G = [Vb*Φ*Sg]/ Bg (D)

Para el caso de yacimientos con capa de gas, cuando se conoce el contacto gas-aceite, los volúmenesoriginales se pueden calcular con el uso de las ecuaciones (C) y (D)

EJEMPLO:

MECANISMOS DE EMPUJE EN LOS YACIMIENTOS.-

EXPANSIÓN DE LA ROCA Y LOS FLUIDOS

Este proceso de desplazamiento ocurre en yacimientos bajo saturados, hasta que se alcanza la presión desaturación. La expulsión del aceite se debe principalmente al agua congénita en el yacimiento y laexpansión de la roca, desalojando hacia los pozos productores el aceite contenido en el yacimiento. Dadala baja compresibilidad del sistema, el ritmo de declinación de la presión con respecto a la extracción, esmuy pronunciado. La liberación del gas disuelto en el aceite ocurre en la tubería de producción, al nivelen que se obtiene la presión de saturación. La relación gas aceite producida permanece, por lo tanto,constante durante esta etapa de explotación, al igual que la relación de solubilidad, rsi. La saturación delaceite prácticamente no varia. La porosidad y la permeabilidad absoluta, disminuyen ligeramente, asícomo la viscosidad del aceite. El factor de volumen del aceite aumenta también en forma muy ligera.Debido a estas circunstancias el índice de productividad permanece casi constante.

EMPUJE DE GAS DISUELTO LIBERADO.- Una ves iniciada en el yacimiento la liberación del gasdisuelto en el aceite, al alcanzarse la presión de saturación, el mecanismo de desplazamiento se deberá,primordialmente, al empuje de gas disuelto liberado; ya que si bien es cierto que tanto el agua intersticialy la roca continúan expandiéndose, su efecto resulta despreciable, puesto que la compresibilidad del gases mucho mayor que la de los otros componentes de la formación.

El gas liberado no fluye inicialmente hacia los pozos, sino que se acumula en forma de pequeñas burbujasaisladas, las cuales por motivo de la declinación de la presión, llegan a formar posteriormente una fasecontinua, que permitirá el flujo de gas hacia los pozos. La saturación de gas mínima para que ocurra flujodel mismo se denomina saturación de gas critica.

Durante esta etapa, en que la saturación de gas es menor que la critica, la relación gas-aceite producida,disminuye ligeramente, ya que el gas disuelto en el aceite, que se libera, queda atrapado en el yacimiento.El gas liberado llena totalmente el espacio desocupado por el aceite producido. La saturación de aceitedisminuirá constantemente, a causa de su producción y de su encogimiento por la liberación del gasdisuelto; por lo tanto, mientras que la permeabilidad al aceite disminuye continuamente, la permeabilidadal gas aumentara.

Debido a que este mecanismo se presenta generalmente en yacimientos cerrados, la producción de aguaes muy pequeña o nula. Las recuperaciones por empuje de gas disuelto son casi siempre bajas, variandodel 5 al 35 % del aceite contenido a la presión de saturación.

Cuando este mecanismo de desplazamiento ocurre en yacimientos que no presentan condicionesfavorables de segregación, la recuperación es totalmente independiente del ritmo de estación.

EMPUJE POR CAPA O CASQUETE DE GAS.- Consiste en una invasión progresiva de la zona deaceite por gas, acompañada por un desplazamiento direccional del aceite fuera de la zona de gas libre yhacia los pozos productores. Los requerimientos básicos son:

I. Que la parte superior del yacimiento contenga una alta saturación de gasII. Que exista un continuo crecimiento o agrandamiento de la zona ocupada por el

casquete de gas.

La zona de gas libre requerida puede presentarse de tres maneras:

a) Existir inicialmente en el yacimiento como casquete.

b) Bajo ciertas condiciones, puede formarse por la acumulación de gas liberado por aceite al abatirse lapresión del yacimiento, a consecuencia de la segregación gravitacional.

c) La capa de gas puede crearse artificialmente por inyección de gas en la parte superior del yacimiento,si existen condiciones favorables a la segregación gravitacional.

La ventaja de este mecanismo consiste en que propicia, mediante una adecuada localización yterminación de pozos, la obtención de producciones de aceite de la sección del yacimiento que nocontiene gas libre, reteniéndose, en la parte superior del yacimiento, el gas libre que se utiliza para eldesplazamiento.

Las recuperaciones en yacimientos con capa de gas varían normalmente del 20 al 40 % del aceitecontenido originalmente, pero si existen condiciones favorables de segregación gravitacional, se puedenobtener recuperaciones del orden del 60 % o más.

EMPUJE POR ENTRADA DE AGUA.- Este desplazamiento es muy similar al del casquete de gas. Eldesplazamiento de los hidrocarburos, tiene lugar en este caso atrás y en la interfase agua-aceite,progresivamente, desde las fronteras exteriores del yacimiento hacia los pozos productores. Si lamagnitud del empuje hidráulica es lo suficientemente fuerte para mantener la presión del yacimiento opermitir tan solo un ligero abatimiento en ella, entonces el aceite será casi totalmente recuperado, pordesplazamiento por agua, puesto que no habrá liberación de gas en solución o dicha liberación serápequeña y asimismo el desplazamiento que ocasione.

Los requerimientos básicos para este PROCESO SON:

I. Una fuente adecuada que suministre agua en forma accesible al yacimiento.II. Una presión diferencial entre la zona de aceite del yacimiento y la zona de agua del acuífero, que

induzca y mantenga la invasión. El empuje hidráulica puede ser natural o artificial. Para que sepresente en forma natural debe de existir, junto a la zona productora, un gran volumen de aguaen la misma formación, sin barrera entre el aceite y el agua, y la permeabilidad de la formaciónfacilitar su filtración adecuada.

La formación - acuífero puede algunas veces alcanzar la superficie. En este caso la fuente de agua deinvasión podrá disponerse a través de la entrada del agua superficial por el afloramiento. Esta condiciónno es muy común. Generalmente la invasión del agua tiene lugar por la expansión de la roca y delacuífero.

Tanto como el agua invade una sección de la zona de aceite y desplaza algo de el, la saturación de aguaaumenta, la formación adquiere e incrementa su permeabilidad al agua y esta tiende a fluir junto con elaceite.

En la mayoría de los yacimientos agotados por empuje de agua, la presión del yacimiento se conserva aun nivel relativamente alto cuando se abandona su explotación.

La relación gas-aceite producida en el yacimiento con empuje hidráulica efectivo no sufre cambiossustanciales, debido que al mantenerse alta la presión, se evita la liberación de gas disuelto y sudisipación en la producción.

Las recuperaciones varían normalmente de 35 a 75 % del volumen original de aceite en el yacimiento.Las recuperaciones bajas corresponden a yacimientos heterogéneos o con aceite viscoso.En este tipo de yacimientos la recuperación es sensible a los ritmos de explotación. Si los gastos son altosel depresionamiento propiciara la liberación de gas y el desplazamiento con agua se efectuara enpresencia de una fase gaseosa.

DESPLAZAMIENTO POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL.- La segregación gravitacionalpuede clasificarse como un mecanismo de empuje; sin embargo, se considera mas bien como unamodificación a los demás. La segregación gravitacional, es la tendencia del aceite, gas y agua adistribuirse en el yacimiento de acuerdo a sus densidades. El drene por gravedad puede participaractivamente en la recuperación del aceite. Por ejemplo. En un yacimiento bajo condiciones favorables de

segregación, gran parte del gas liberado fluirá a la parte superior del yacimiento, en ves de ser arrastradohacia los pozos productores por la fuerza de la presión, contribuyendo así a la formación o agrandamientodel casquete de gas y aumentando la eficiencia total de desplazamiento.

Los yacimientos presentan condiciones propicias a la segregación de los fluidos, cuando poseenespesores considerables o alto relieve estructural, alta permeabilidad y cuando los gradientes de presiónaplicados, no gobiernan totalmente el movimiento de los fluidos.

La recuperación en yacimientos donde existe segregación gas y/o de agua, es sensible al ritmo deexplotación. Mientras menores sean los gastos, menores serán los gradientes de presión y mayor lasegregación.

BALANCE DE MATERIA PARA YACIMIENTOS BAJOSATURADOS:

El desplazamiento de los fluidos en los yacimientos ocurre por la expansión de los elementos que loconstituyen y el receptáculo almacenante. Aunque este concepto es ampliamente conocido, su aplicaciónen el comportamiento de yacimientos bajosaturados se restringió inicialmente a considerar eldesplazamiento como un producto exclusivo de la expansión del aceite, empleándose la ecuación debalance de materia en la forma siguiente:

Np = Bo - Boi N Bo (I)

Posteriormente M.E. Hawkins desarrollo una ecuación aplicable a yacimientos bajo saturados, expresadaen la forma siguiente:

NBoiCe∆p = NpBo-We+BwWp (II)

DONDE :Ce = SoCo + SwCo + Cf (III)

SoDonde Ce es la compresibildad efectiva.

Aunque aparentemente la resolución de esta ecuación no presenta dificultad alguna, su correctaaplicación requiere del conocimiento del termino “Ce”, cuyo valor es solo cuantificado con suficienteaproximación cuando se conoce con precisión los valores de la porosidad y la saturación de agua en elyacimiento, lo que equivale a contar con la estimación volumétrica del contenido original dehidrocarburos.

El volumen de fluidos desplazados en el yacimiento al abatirse la presión ∆’p = (Pi-P), es igual a laexpansión del aceite, agua y sólidos contenidos en el yacimiento, mas el volumen de entrada natural deagua:

Vfd = volumen de fluidos desplazados = Eo + Ew +Es +We (IV)

Donde: Eo = VoCo∆’p = Vpi (1-Sw)Co∆’p (V)Ew = VwCw ∆’p = VpiSwCw∆’p

(VI)Es = VsCs∆’p = VpiCf∆’p (VII)

Obsérvese que estas ecuaciones Sw es la saturación de agua media en el yacimiento y Vpi es el volumende poros inicial del yacimiento.

El volumen de fluidos producidos o desplazados en yacimiento, a la presión final es:

Vfp @ cy = NpBo + WpBw (VIII)

El volumen de poros iniciales es:

Vpi = Voi = NBoi (IX) Soi (1-Sw)

Sustituyendo IX en V, VI Y VII y posteriormente en IV, se obtiene:

Vfd @cy = [NBoiD’p [(1-Sw)Co +SwCw +Cf]/(1-Sw)] + We(X)

El coeficiente NBoi∆’p se conoce como la compresibilidad efectiva de los fluidos Ce; incluye lacompresibilidad del agua, aceite y roca y es igual al expuesto en la ec. (III).

Por lo tanto: Vfd @ cy = NBoi∆’pCe +We (XI)

Igualando las ecs. (VIII) y (XI) y desarrollando se obtiene:

NBoiCe∆’p = NpBo + WpBw - We (XII)

Despejando N:

N = NpBo +WpBw -We (XIII) BoiCe∆’p

Esta es la ecuación de balance de materia o volumétrico para un yacimiento bajosaturado.

Esta ecuación se puede expresar en la forma siguiente:

NBoiCe∆’p + We = NpBo +WpBw (XIV)

expansión de aceite entrada volumen de fluidosagua y roca @ cy. de agua desplazados o

producidos @ cy.

Si no existe entrada de agua y la producción de agua es despreciable:

N = NpBo (XV)BoiCe∆’p

Y Rec = Np = BoiCe∆’p (XVI) N Bo

TÉRMINOS USADOS EN LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA:

N @ c.y. NBoi = NBtiGas disuelto en aceite original @ C.S. NRsiGas libre inicial @ C.Y. GBgi = mNBoi = mNBtiProd. acumulativa de gas @ C,S, Gp = NpRpEntrada neta de agua al yacimiento. @ C.Y. We -Wp BwAceite remanente en el yacimiento @ C.Y. (N - Np)BoGas disuelto en aceite residual @ C.S. (N - Np)RsFactor de volumen de las dos fases Bt = Bo + Bg(Rsi-Rs)

DESPUÉS DE UN CIERTO PERIODO DE EXPLOTACIÓN SE ESTABLECE LA SIGUIENTEIGUALDAD PARA EL GAS @ C.S.

1 2 3 4 5VOLUMEN

DE GASLIBRE

INICIAL ENEL

CASQUETE

+VOLUMEN

DE GASDISUELTO

INICIAL

= VOLUMENDE GASLIBRE

RESIDUAL

+VOLUMEN

DE GASDISUELTORESIDUAL

+ VOLUMEN DE GAS PRODUCIDO

Donde:

1 = mNBoi / Bgi2 = NRsi3 = [mNBoi + NBoi - (N-Np)Bo - (We -WpBw)]/Bg4 = (N-Np) Rs5 = NpRp.

Multiplicando por Bg, desarrollando y despejando N, se tiene:

N = [Np[Bo + Bg(Rp-Rs)] - (We -WpBw)] / [Bt - Bti+ mBti [(Bg/Bgi)-1]]

Esta es la forma general de la ecuación de balance de materia para cualquier tipo de yacimientos.

CURVAS DE DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN

INTRODUCCIÓN:Una de las principales tareas del Ingeniero de Yacimientos, es la revisión y el cálculo de las reservas dehidrocarburos de los yacimientos, con la finalidad de poder determinar el volumen total recuperable hastaalcanzar el límite económico.

Los descubrimientos de nuevos yacimientos, terminaciones, reparaciones, abandono de pozos, cambiosde métodos de operación y condiciones mecánicas de los pozos, hacen que el trabajo sea constante y enmuchas ocasiones, se complica por falta de datos y características de los yacimientos, sin embargo, sepueden hacer estimaciones cercanas a la realidad a través de la extrapolación de “curvas de declinaciónde la producción”, obtenidas de la historia de la producción del pozo o yacimiento involucrado. Lascurvas de la declinación de la producción son ampliamente utilizadas en la Industria Petrolera, paraevaluar el comportamiento de los yacimientos y realizar las predicciones del comportamiento futuro delos mismos. Cuando las estimaciones se basan en el análisis matemático o la técnica de analizar lascurvas de la declinación de la producción, deberá de recordarse siempre que éste análisis es simplementepor conveniencia, y es un método que está sujeto a tratamiento matemático o gráfico y no tiene bases enlas leyes físicas que gobiernan el flujo de los fluidos en el yacimiento. Tales curvas pueden dibujarse parapozos individuales o para el yacimiento en explotación. Para poder desarrollar lo anterior es necesariorealizar las gráficas de tiempo vs producción (aceite, gas, agua). Este método se basa en el hecho des quedespués de un periodo durante el cual la producción fue estable o contante, llegará un momento en el cuallos pozos ya no puedan mantener la producción, y esta disminuirá gradualmente o sea que declinaráconforme transcurra el tiempo.

CURVAS TIPICAS OBTENIDAS DE LA HISTORIA DE PRODUCCIÓNLos datos de la historia de la producción de un yacimiento, pueden graficarse de diversas formas, lostipos más comunes son:

a) Ritmo de producción vs tiempo (Qo vs t).b) Ritmo de producción vs producción acumulada (Qo vs Np)c) Porcentaje de agua en la producción vs producción acumulativa.d) Presión vs producción acumulativa.e) Profundidad del Cw-o vs producción acumulativa.f) Producción acumulativa de gas vs producción acumulativa de aciete.

Las gráficas del inciso (a) son las que se utilizan con mayor frecuencia para fines de interpretación de ladeclinación de la producción.

Las gráficas que relacionan el porcentaje de agua con la producción y la producción acumulativa, sonempleadas en yacimientos donde la última producción se fija por el porcentaje de agua, más que por lamisma declinación de la producción, de tal forma que los datos puedan extrapolarse hasta el porcentaje deagua que represente el límite económico.

Las gráficas de presión contra producción acumulativa, permiten determinar el tipo de energíapredominante en el yacimiento, así, cuando se trata de un yacimiento con empuje hidráulico, la presión semantendrá casi constante, mientras que en los yacimientos con empuje volumétrico la presión tendra adeclinar más rápidamente.

TIPOS DE CLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN:Las curvas de la declinación de la producción, de acuerdo con el tipo de declinación, se clasifican en lostres siguientes tipos:

a) Exponencial.b) Hiperbólica.c) Armónica.

Se dice que una curva, ritmo de producción-tiempo o ritmo de producción – producción acumulativa,muestran una declinación de tipo exponencial, cuando al ser graficados los datos en escala semi-logaritmica, estos muestran una tendencia lineal. Si los datos al ser graficados en escalo doble logarítmicamuestran una tendencia lineal, se dice que la declinación es de tipo hiperbólica.

La declinación armónica es un caso particular de la declinación hiperbólica.

a) Declinación Exponencial.- se caracteriza por el hecho de que la caída en el ritmo de producción porunidad de tiempo, es proporcional al ritmo de producción, esto es:

dq/dt =- bq

Donde:

b Constante de proporcionalidad.dq Diferencial de producción.dt Diferencial de tiempo

integrando y agrupando se tiene la siguiente expresión:

q = qo e –bt.

donde:

q Gasto de aceite para el siguiente periodo de qo. (BPD).qo Gasto inicial antes del pronóstico. (BPD)b Factor de declinación (%)t Periodo de tiempo. (días, meses, años)

b) Declinación hiperbólica: La curvas de declinación hiperbólica a diferencia de las curvas dedeclinación exponencial, muestran una declinación variable.

La expresión matemática que representa a este tipo hiperbólico esta dada por:

q = qo tb

MÉTODOS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MEJORADA:

RECUPERACIÓN PRIMARIA.- Es aquella que se logra mediante los mecanismos naturales deempuje en el yacimiento.

RECUPERACIÓN SECUNDARIA.- Es el aceite recuperado mediante la adición de una fuente deenergía adicional externa al yacimiento, esta etapa viene secuencialmente después de finalizada larecuperación primaria.

Normalmente se consideran como procesos de recuperación secundaria la inyección de agua y lainyección de gas en forma inmisible.

RECUPERACIÓN TERCIARIA.- Son los hidrocarburos recuperados mediante la adición de unafuente de energía externa al yacimiento, que se realiza al finalizar un proyecto de recuperaciónsecundaria.

Los procesos que normalmente se toman como de recuperación terciaria son: procesos inmisibles deinyección de agua con aditivos químicos, gases no hidrocarburos, procesos térmicos.

RECUPERACIÓN MEJORADA.- Aceite recuperado mediante la adición de alguna fuente de energíaadicional al yacimiento, diseñada para trabajar sobre uno o varios de los factores adversos que sepresentan en un proceso convencional de inyección de agua. En esta forma, los parámetros pueden sersecundarios o terciarios, dependiendo de la etapa en que los apliquen.

FACTORES QUE AFECTAN LA ECONOMÍA DE UN PROYECTO DE REC. MEJORADA.

I) SATURACIÓN RESIDUAL DE ACEITE:A) MAGNITUDB) DISTRIBUCIÓN

II) FACTORES FÍSICOS:

A) EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO.1) DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DEL PORO2) FORMA E INTERCONECTIVIDAD DE POROS3) MOJABILIDAD DEL SISTEMA.4) PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS ALOJADOS EN EL MEDIÓ POROSO

III) FACTORES ECONÓMICOS:A) CANTIDAD DE ACEITE RECUPERADO.B) COSTOS DE APLICACIÓN Y MANEJO DEL PROYECTO

1) MANEJO Y TRANSPORTE DE FLUIDOS TANTO INYECTADOS COMO PRODUCIDOS2) NECESIDAD DE INSTALACIONES Y POSIBLES POZOS ADICIONALES.

C) VALOR DEL ACEITE EXTRAÍDOD) POLÍTICA DE LA EMPRESA.

CLASIFICACIÓN DE LOS PROCESOS DE REC. MEJORADA:

CAPITULO-IIIASPECTOS PRÁCTICOS EN LA PERFORACIÓN DE UN POZO:

LOCALIZACIÓN DE UN POZO.- Son tres los aspectos principales que se consideran en lalocalización de un pozo:

1. UBICACIÓN.- De acuerdo a la localización geográfica estos se clasifican en: terrestres, lacustres ymarinos.

2. COORDENADAS de referencia .- Se considera un eje cartesiano bidimencional, x-y, comoreferencia, de un punto previamente bien identificados, como puede ser, Río San Joaquín, en elDistrito de Reynosa.

X = + 71 369.81 Y = - 1 800 023.40

3. LOCALIZACIÓN.- Normalmente se considera una distancia al pozo más cercano del área delnuevo objetivo.

2 500.15 m. AL S 35° 54’ 35’’ E.

DESCRIPCIÓN DE UN EQUIPO DE PERFORACIÓN:

En términos generales los equipos de perforación están constituidos por las siguientes componentes:

A) TORRE DE PERFORACIÓN, SISTEMAS DE ELEVACIÓN Y GRÚAS.

B) SISTEMA DE CIRCULACIÓN Y ACONDICIONAMIENTO DE FLUIDO

C) SISTEMA ROTATORIO DE PERFORACIÓN

D) SISTEMA DE CONTROL DEL POZO

E) SISTEMAS DE GENERADORES DE ENERGÍA

A)TORRE DE PERFORACIÓN.- De a cuerdo la norma 4 de A.P.I. las torres de acero se clasifican dela siguiente manera:

No DE TAMAÑO ALTURA (m) LADO DE LA BASE8 20.130 6.0969 22.265 6.096

10 24.400 6.09611ª 26535 6.09611 26535 7.31512 28.670 7.31516 37.210 7.31518 41.480 7.92518ª 41.480 9.140

Las torres de perforación fueron sustituidas por los mástiles de perforación debido a la flexibilidad deinstalación y transporte de los mismos, siendo la clasificación de estos en:

1) Mástiles portátiles de pie derecho libres y

2) Mástiles portátiles atirantados.

Existen diversos tamaños de mástiles de a cuerdo a las necesidades de las profundidades a perforar, comopueden ser los de 25.5 m. De altura para profundidades hasta de 2320 m. Y estructuras de 38.3, 41.5 ó 43m. Capaces de soportar cargas hasta de 500 tn. Y profundidades de 4 500 m. o más.

SISTEMA DE ELEVACIÓN: esta constituido por la corona, la polea viajera, el cable de perforación,gancho o conexión giratoria, elevadores, tambor del malacate, principalmente.

GRÚAS: no en todos los equipos de perforación existen las grúas de apoyo, para el movimiento detubería, materiales y herramientas necesarias en la perforación de los pozos.

B) SISTEMA DE CIRCULACIÓN Y ACONDICIONAMIENTO DE FLUIDO:

Esta constituido principalmente por la presa de lodos, bomba de lodos, manguera de lodo o manguera decirculación, separador del gas del lodo, mesa temblorina o rumbera.

PRESA DE LODOS.- Lugar donde se miden las propiedades reológicas del lodo y acondicionamientodel mismo.

BOMBA DE LODOS.- Necesarias para mantener una circulación del fluido en el pozo.

MANGUERA DE CIRCULACIÓN.- Lugar por donde se inicia la circulación directa al agujero o pozoen perforación, conectada directamente a la unión giratoria. O swivel.

SEPARADOR DEL GAS DEL LODO.- Recibe directamente el lodo a la salida del pozo por el espacioanular, y su función es eliminar el posible gas mezclado con el lodo el cual ocasiona modificaciones a lascaracterísticas del mismo.

MESA TEMBLORINA.- Separa los recortes de formación acarreados por el lodo a la superficie.

C) SISTEMA ROTATORIO DE PERFORACIÓN:

Esta compuesto por la unión giratoria o swivel, kelly, buje del cuadrante y mesa rotatoria

UNIÓN GIRATORIA O SWIVEL.- Es el punto por el cual se enlaza el sistema de elevación con elsistema rotatorio de perforación.

KELLY.- Estos pueden ser de forma cuadrada, hexagonal o estriada (cruciforme), los tamaños son de 63a 203 mm. En los kellys cuadrados y de 140 a 178 mm. Para los estriados. Las longitudes pueden variarde a cuerdo a la clase de tubería de perforación. Siendo estos de 12.75m. o más para la clase (1) y de 6 a7.3 m. para la clase 3 y de 9 a 10 m. De largo para la clase (2) son el punto de agarre firme entre la mesarotatoria y la columna de perforación.

MESA ROTATORIA.- Como ya se menciono anteriormente, esta conectada directamente con el kelly yeste a su ves a la tubería de perforación, con el objetivo de hacer girar esta a determinadas velocidadespara la perforación de los pozos.

E) SISTEMA DE CONTROL DEL POZO:

Constituido principalmente por el medio árbol o preventores y el sistema de preventores a control remoto.

F) SISTEMA DE GENERACIÓN DE ENERGÍA:

Constituido principalmente por motores y generadores que operan con diesel o gas y proporcionan laenergía necesaria para el funcionamiento de todo el equipo de perforación.

EQUIPOS Y HERRAMIENTAS USUALES EN LA PERFORACIÓN:

-LLAVE DE CONTRAFUERZA

-LLAVE DE CADENA

-CUÑAS MECÁNICAS O HIDRÁULICAS

-BARRENAS

-ESCAREADORES

-PESCANTES

-MARTILLOS HIDRAULICOS

-TUBERÍAS DE PERFORACIÓN

-TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

-CENTRADORES

-RASPADORES

-EQUIPO DE DESVIACIÓN DE POZOS

PROGRAMA DE PERFORACIÓN:Objetivo: (tipo de pozos) exploratorio, desarrollo, etc.Coordenadas.

Localización terrestre, marino, lacustreProfundidad programada (md y/o mv)Columna geológicaPrograma de muestreo (canal y/ núcleos)Programa de tuberías de revestimiento.Programa de registros geofísicosPrograma de pruebas de producción y/o formaciónPrograma de fluidos de perforación y terminaciónPrograma de barrenas y sarta de perforación.

CUADRILLA DE PERFORACIÓN:

Aunque el número de personas en una cuadrilla de perforación varía de equipo a equipo, la mayoría delas cuadrillas trabando en tierra consiste en:

Un supervisor de perforación o jefe de perforadores.Un perforador.Un enganchador (torrero o chango).Y dos o tres ayudantes de piso.

A veces las cuadrillas también incluyen un motorista o engrasador, un mecánico de torre y un electricista.Aunque no forma parte del grupo, la compañía operadora muchas veces también tiene un representanteen la torre en todo momento. Se le conoce como el hombre de la compañía en la torre y formalmentecomo el representante de la compañía.

En las plataformas marinas, el contratista emplea personal adicional al número de personas que emplea entierra firme, debido a la naturaleza compleja en alta mar. Por ejemplo, en una plataforma marina, unnúmero de obreros trabajarán bajo la dirección del jefe de los ayudantes, quien mucha veces tambiénsirve de operador de grúa. Los obreros se encargan del equipo y materiales que constantemente se recibenen plataforma. El operador de grúa debe de tener los conocimientos necesarios para operar las enormesgrúas que se utilizan en la mayoría de las plataformas para cargar i descargar materiales.

INICIO DE LA PERFORACIÓN DE UN POZO:

El primer paso que se realiza en la perforación de un pozo, consiste en perforar un contrapozo o sótano,de forma cuadrada, posteriormente si la tierra es muy blanda se coloca el tubo conductor, mediante el usode un martillo y si el suelo es muy duro se utiliza una torre portátil de perforación.

También se perfora otro hoyo al lado del sótano. Este hoyo se reviste con un tubo y se le denomina con elnombre de ratonera. La ratonera sirve para colocar temporalmente el cuadrante o kely de perforación.

TIPOS DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO:

1. Tubería conductora.- Se cementa 100 %, sirve para conducir el fluido a la presa de lodos, sustentarlas formaciones poco consolidadas y aislar acuíferos someros, principalmente.

2. Tubería superficial.- Se cementa 100 %, sirve para colocar el cabezal de tuberías y tener así uncontrol sobre la perforación del pozo, aísla acuíferos, yacimientos poco profundos, sustentar lasparedes del agujero, etc.

3. Tubería intermedia.- Para pozos poco profundos no es necesaria, no se requiere que se cemente hastala superficie, aísla acuíferos, yacimientos poco profundos y sustenta las paredes del pozo.

4. Tubería de explotación.- Es la más importante de todas las tuberías antes mencionadas, desempeñafunciones esenciales en los trabajos de terminación y reparación de pozos, no se cementa hasta lasuperficie y es la que aísla la formación productora con el interior del pozo.

5. Tubería corta o liner.- Se utiliza cuando se emplea la tubería de explotación y tiene las mismasfunciones que esta última.

FACTORES DE DISEÑO PARA TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO Y PRODUCCIÓN:

A) Revisión por tensión (roscas).

B) Revisión por colapso.

C) Revisión por presión interna.

CLASIFICACIÓN DE LAS TUBERÍAS:

Grado.- Composición del acero.Peso.- lb/pie.Junta.- Unión, caja o piñón, integrada o coples.Rosca.- Buttres, redonda, etcRango.- Longitud del tubo.

PERFORACIÓN DIRECCIOONAL CONTROLADA:

La perforación direccional controlada es la ciencia de desviar el ángulo de un pozo siguiendo un cursoplanificado hacia un objetivo subterráneo localizado a una distancia dada horizontalmente debajo de lamesa rotatoria de un equipo de perforación.

APLICACIONES TIPICAS DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL CONTROLADA:

El matar o controlar un reventón de un pozo, es una de las aplicaciones más dramáticas de laperforación direccional.

Una de las aplicaciones más comunes de la perforación direccional controlada en la actualidad es enlos pozos de costa afuera. Erigir una sola plataforma de producción cuesta millones de dólares yerigir una para cada pozo no sería económico; pero usando la perforación direccional se puedenperforar varios pozos desde una sola plataforma desviándolos después de modo que lleguen a la cimadel yacimiento, respetando el espaciamiento requerido entre pozos.

También se usa la perforación direccional controlada en la perforación de pozos exploratorios, paralocalizar el contacto agua-aceite o la localización exacta de un plano de falla. Algunas veces se usapara perforar debajo de la inclinación o declive de un plano de falla. Este uso elimina el riesgo detener que perforar a través del plano de una falla. En el caso de un terremoto, podría deslizarse ycortar la tubería de revestimiento.

Algunas veces es imposible localizar el equipo de perforación sobre el punto exacto donde el pozo sedebe de perforar. Para evitar este problema, el equipo de perforación se puede colocar a un costado ydesviar el pozo con la finalidad de llegar al objetivo programado.

Si un pozo se perfora en el casquete de gas de un yacimiento, se puede taponar este, parcialmente,para desviarlo y localizar la zona de aceite.

Para el caso de un pozo descontrolado, se perfora un pozo direccional el cual tiene el objetivo dealiviar la presión, mediante la inyección de fluidos de perforación con alta densidad.

También la perforación direccional puede usarse para desviarse de algunos de los problemas queocurren en el subsuelo, como pueden ser los domos salinos y el contacto agua-aceite.

PATRONES DE LA DESVIACIÓN DE UN POZO:

La experiencia ha demostrado que la mayoría de los pozos desviados caen dentro de uno de los trespatrones de desviación básicos. La selección de determinar el patrón para ajustarse a un programa deperforación determinado no es sencillo. Intervienen muchos factores complejos como la informacióndisponible acerca de las estructuras geológicas, programas de lodo y tuberías de perforación,espaciamiento entre pozos, etc.

El patrón de tipo I, está planificado de manera que el ángulo de desviación inicial se obtenga a unaprofundidad no muy grande y de ese punto el ángulo se mantiene como una línea recta hacia elobjetivo. Una vez que el ángulo y la dirección se han obtenido, se cementa la tubería derevestimiento superficial a través de la sección desviada y se cementa. Generalmente el patrón Ipuede emplearse en dos programas de profundidad precisa.

El patrón de tipo II también se desvía cerca de la superficie. Después que se ha logrado ladesviación, se coloca y cementa la tubería de revestimiento superficial. La perforación continúa a lolargo de este curso desviando hasta que se alcanza el desplazamiento lateral deseado; entonces elhoyo se regresa a la vertical.

La desviación en el patrón tipo III se empieza bastante debajo de la superficie. El ángulo del hoyo semantiene fijo entonces hasta el objetivo. Los ángulos de desviación son altos, y la distancia lateralhasta el objetivo deseado debe de ser relativamente más corta que en otros patrones.

INSTRUMENTOS Y HERRAMIENTAS PARA PEFORACIÓN DIRECCIONALCONTROLADA:

Instrumentos para inspección direccional.

Los instrumentos para la inspección direccional son los ojos por medio de los cuales el ingeniero puedever por donde va el hoyo.

Instrumento fotográfico de un solo disparo. En este instrumento especial, una brújula magnéticatransparente flota en un líquido. El líquido actúa como amortiguador, y fija la posición de la brújulade manera que se pueda registrar el ángulo de desviación.

Instrumentos mecánicos de un solo disparo. Hay un tipo de instrumento de inspección direccionalque no usa cámara, consecuentemente, el disco no tiene que revelarse antes de que se pueda leer,pero requiere un lector para interpretar los datos. Una tarjeta con una muesca cortada en ella secoloca en el soporte de tarjetas de manera que la muesca siempre se balancee girando hacia el pozonorte magnético de la tierra. Cuando el instrumento alcanza el fondo del agujero, el reloj reguladorde tiempo, en vez de prender la luz, empuja la tarjeta hacia arriba contra un péndulo que perfora unagujero en la carta. Si el péndulo está quieto cuando se hace el registro, sólo habrá un agujero, perosi el péndulo está en movimiento cuando se hace el registro, habrá entonces dos agujeros.

Instrumentos magnéticos de varios disparos. Después de que se hayan inspeccionado variasprofundidades con un instrumento de un solo disparo, el ingeniero desviados generalmente requierehacer una verificación de las lecturas de modo que si se ha cometido algún error se pueda corregirantes de que el agujero se siga perforando. Está operación de verificación se realiza con uninstrumento de inspección direccional de varios disparos. El reloj es el instrumento de variosdisparos, se fija a tiempo para que la película avance un cuadro y se tome una exposición cada 90pies (27.43 metros) (o la longitud de una lingada)a medida de que se saca la tubería o al sacar elinstrumento en un cable de acero.

Instrumento giroscópico de varios disparos. El giroscopio toma el lugar de la brújula magnética. Elrotor cargado se pone a funcionar y gira a unas 40 a 60 mil revoluciones por minuto, antes de bajarseal pozo. A medida que toma velocidad la brújula giroscópica su eje de rotación busca el polo norte ysur verdaderos de la tierra. La manecilla alineada con el eje de rotación, por lo tanto, apunta al norteverdadero. Un tubo de mercurio balístico evita que la brújula giroscópica se desplace o balancee.Algunos tipos de giroscopio pueden girar sin motor durante el tiempo que dura la prueba. En otrostipos después de alcanzar su velocidad, un motor y unas pilas sostienen la misma. la cruz en cada unade las fotografías es un péndulo que indica la inclinación del agujero así como la dirección de esainclinación.

HERRAMIENTAS DESVIADORAS O DEFLECTORAS:

Un requisito primordial para la perforación direccional es tener las herramientas desviadoras apropiadas,junto con barrenas especiales y otras herramientas auxiliares. Una herramienta deflectora es un

dispositivo mecánico que se coloca en el agujero para hacer que el pozo se desvíe de su curso. Haynumerosas herramientas deflectoras disponibles para usarse en la desviación de un agujero o para corregirsu rumbo. La selección de una herramienta desviadora depende de varios factores, pero principalmentedel tipo de formación en el punto en que ha de iniciarse la desviación del agujero.

Motores hidráulicos de fondo. Estas herramientas perforan un agujero de diámetro completo y norequieren un repaso posterior. También se puede hacer múltiples desviaciones sin salir del agujero.Los motores hidráulicos de fondo se mueven con el flujo del fluido de perforación que baja por lacolumna de perforación, eliminando así la necesidad de girar la tubería.

Motores hidráulicos helicoidales. El uso de este tipo de motores implica un nuevo concepto detransmisión de fuerza por lo que se refiere a la perforación. El motor es un desviador de la bombahelicoidal comúnmente asociada con el bombeo de pozos de agua; sin embargo, el motor corre endirección inversa. La herramienta consiste de una válvula de descarga, un motor helicoidal de dosetapas, conjunto de conexión, conjunto de cojinete y flecha impulsora y una unión sustituta para labarrena. La válvula de descarga opera hidráulicamente, abriendo cuando no hay presión de fluido enla sarta de perforación o cerrándose cuando la presión se acumula. Sus propósitos principales sonpermitir que el fluido de perforación llene la tubería de perforación cuando se está metiendo y quepermita el drenaje cuando se está sacando durante una carrera.

Desviador de pared o cuchara desviadora.

DESCRIPCIÓN DE LA HIDRÁULICA DE PERFORACIÓN:

El lodo de perforación tiene varios objetivos:

A) Lubricación y enfriamiento de la sarta de perforación

B) Sustentar las paredes del agujero

C) Acarreamiento de recorte a la superficie

D) Controlar el flujo de fluidos de las formaciones hacia el pozo.

PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN:

Los lodos de perforación para cumplir con las funciones antes mencionadas, deben de cumplir ciertascaracterísticas físicas que les permitan lograr esos objetivos:

A) DENSIDADB) VISCOSIDADC) GELATINOSIDADD) FILTRADOE) CONTENIDO DE SÓLIDOSF) SALINIDAD

DENSIDAD.- La determinación y control de la densidad de los lodos es especial para el desempeño dealgunas funciones básicas, tales como la de evitar el flujo de fluidos de las formaciones hacia el pozo.También es necesario el valor de la densidad para poder efectuar cálculos hidráulicos, calculo decontenido de sólidos suspendidos en el lodo, de consumo de materiales para aumentar o disminuir ladensidad, etc.La densidad absoluta o simplemente densidad de una sustancia, es la masa de dicha sustancia divididaentre el volumen de la misma y se expresa normalmente en (gr/cm3).

La densidad del lodo nos dará una presión hidrostática la cual estará actuando en la pared de lasformaciones, por eso radica la importancia de la densidad del fluido, ya que para una densidad baja, secorre el riesgo de la contaminación del fluido de perforación o el descontrol del pozo. Asimismo unadensidad alta puede fracturar una formación y tener una perdida parcial o total del fluido.

Él aparto utilizado mas comúnmente para la determinación de la densidad de lodos es la balanza delodos. Adicionalmente existe el hidrómetro.

VISCOSIDAD.- Se define como la resistencia interna que presenta un fluido al movimiento. Laviscosidad del lodo depende de la densidad, del contenido de sólidos, de la presión y temperaturaprincipalmente.

La viscosidad del lodo permite la elevación a la superficie de los recorte de la formación. También estaafecta la velocidad de perforación, ya que aumentando el valor de esta se disminuye la velocidad deperforación.

La determinación de la viscosidad se realiza mediante un embudo marsh o un viscosimetro (FANN).

GELATINOSIDAD.- Es el esfuerzo de corte necesario para iniciar una velocidad de corte apreciable enun lodo y es función de las fuerzas entre las partículas, esta propiedad es una característica de los lodostixotropicos.

La tixotropia es un proceso isotérmico y reversible en el que los líquidos plásticos en reposo adquierenuna consistencia gelatinosa la cual desaparece después por agitación.

Esta propiedad del lodo sirve principalmente, para evitar el decantamiento (asentamiento) de los sólidoscontenidos en el lodo, cuando se suspende la circulación, es decir, cuando el lodo esta en reposo evita quese asientes los recorte y demás sólidos que contiene el lodo.

FILTRADO.- Para determinar el filtrado se tomo una muestra del lodo y se somete a condiciones depresión y temperatura de operación, con el objeto de conocer la habilidad que tienen los componentessólidos y químicos del lodo para formar una película delgada y de baja permeabilidad en las paredes delpozo. El valor del filtrado y el espesor del enjarre dependen de la concentración y naturaleza de lossólidos contenidos en el lodo.

Los valores adecuados del filtrado y él enjarre del lodo varían de un área a otra dependiendo de lascaracterísticas petrofisicas de las formaciones perforadas.

Para evitar el daño que causa el filtrado del lodo en las formaciones productoras él liquido utilizado debeser compatible con el fluido de la formación y los minerales que la componen.

El equipo para la medición del filtrado del lodo es un instrumento para pruebas de formaciones (retorta).

CONTENIDO DE SÓLIDOS.- El contenido de sólidos es otra de las propiedades que debe vigilarseconstantemente. El contenido de sólidos nos da una idea del tratamiento a seguir para acondicionar unlodo y así mejorar sus propiedades reológicas. También tiene una relación directa con la velocidad deperforación, ya que al aumentar el contenido de sólidos aumenta la viscosidad y diminuye la velocidad deperforación. La determinación del contenido de sólidos se realiza también con la retorta.

De lo anterior se concluye que es una necesidad un laboratorio para el control de las propiedadesreológicas de los lodos.

CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN:

Los fluidos de perforación se pueden clasificar convenientemente en dos grupos principales: (1) fluidosbase agua y (2) fluidos base aceite. Estos grandes grupos pueden subdividirse como sigue:

I) LODOS BASE AGUA.

A) LODOS DE AGUA DULCE:1.- LODOS DE ARCILLA Y AGUA SIN TRATAR.

a) ARCILLAS COMERCIALES Y AGUA.b) SÓLIDOS CORTADOS DE LA FORMACIÓN Y AGUA.

2.- LODOS DE FOSFATOS.3.- LODOS ROJOS.

a) LODOS ROJOS DE BAJO PH.b) LODOS ROJOS DE ALTO PH

4.- LODOS DE CALCIO TRATADOS.a) LODOS DE CAL CON ALTO PH.b) LODOS DE CARBOXIMETILCELULOSA, ALTO PH.c) LODOS DE YESO CON BAJO PH.

B) LODOS DE AGUA SALADA1.- LODOS CON CLORURO DE SODIO2.- LODOS CON CLORURO DE CALCIO

C) LODOS CON SILICATO DE SODIO

D) LODOS DE EMULSIÓN CON BASE DE AGUA.

II) LODOS A BASE DE ACEITE

A) LODOS BASE ACEITEB) LODOS DE EMULSIÓN CON BASE DE ACEITE.C) PETRÓLEO CRUDO.

Los materiales más comunes en la preparación de los lodos base agua son la bentonita y la barita, laprimera sirve para darle viscosidad y gelatinosidad al lodo y la segunda para darle peso.

La bentonita puede ser sódica cuando se utiliza agua dulce y cálcica para cuando se utiliza agua salada.

Los lodos base agua son sistemas inestables, ya que continuamente se modifican. Además todos los lodosbase agua hidratan en mayor o menor grado las arcillas de las formaciones perforadas, provocando unrompimiento del equilibrio estable en que se encontraban en su estado natural, aunque se trata de evitareste tipo de problemas con la adición de reactivos químicos.

La hidratación de las arcillas de las formaciones trae como consecuencia una serie de problemas en elpozo como puede ser el pegado o atrapamiento de la sarta de perforación, retardo en la perforación alconvertirse las arcillas en plásticas, etc.

Los lodos base aceite o emulsión inversa son aquellos en que la fase continúe es el aceite y la discontinuael agua. Preparándose estos con bentonita y barita, así como emulsificantes para mantener el equilibrioentre el agua y el aceite.

Las principales ventajas de los lodos base aceite son las siguientes:

- NO HIDRATAN LAS ARCILLAS DE LA FORMACIÓN- EL FILTRADO NO DAÑA A LAS FORMACIONES- PRODUCE UNA PELÍCULA DE ENJARRE MAS DELGADA.- LUBRICAN MEJOR LA SARTA DE PERFORACIÓN-NO SE CONTAMINA FÁCILMENTE

-NO DESLAVA TANTO A LAS FORMACIONES EVITANDO CON ELLO DERRUMBES.

DESVENTAJAS:

- ALTO COSTO- PROVOCA PROBLEMAS EN ALGUNOS REGISTROS GEOFÍSICOS- AUMENTA EL RIESGO CUANDO EL ACEITE UTILIZADO ES COMBUSTIBLE.

TERMINACION DE UN POZO:

Las terminaciones de los pozos se pueden agrupar de la siguiente manera:

A) TERMINACION EN AGUJERO DESCUBIERTO.

B) TERMINACION EN AGUJERO ADEMADO.

TERMINACION EN AGUJERO DESCUBIERTO.-

TERMINACION SENCILLA CON TUBERIA DE PRODUCCION FRANCA.- Este tipo determinación puede cumplirse cuando se tengan los requerimientos siguientes:

- que la formación productora no sea deleznable.-que en el intervalo expuesto no estén próximos los Cw/o ó Cg-o.

VENTAJAS: 1.- Es una terminación rápida y menos costosa que cualquier otra.2.- El tiempo de operación es mínimo comparado con los otros tipos de terminación.3.- Se pueden obtener grandes gastos de producción, porque se explota por la t.p. y el espacio anular.

DESVENTAJAS:

1. La T.R. de explotación queda en contacto directo con los fluidos del yacimiento, y si estos contienensustancias corrosivas pueden dañar la tubería.

2. Las presiones ejercidas por el yacimiento son aplicadas a la T.R. CON el riesgo de una rotura de lamisma.

3. No se pueden efectuar tratamientos o estimulaciones cuando las presiones de inyección son mayoresque la presión interior que resiste la T.R.

TERMINACION SENCILLA, CON T.P. Y ACCESORIOS: este tipo de terminación se puederealizar en cualquier tipo de pozo con empacador permanente o recuperable.

VENTAJAS.-

1. La presión del yacimiento y la presencia de fluidos corrosivos no afecta a la tubería de ademe o deexplotación.

2. Se puede efectuar cualquier tipo de acidificación o fracturamiento, que se requiera.

3. Es caso de que se requiera un gasto mayor se puede abrir la válvula de circulación para explotarlosimultáneamente por el espacio anular.

DESVENTAJAS.-

1. Mayor tiempo para la terminación.

2. Mayor costo por los accesorios que lleva el aparejo.

TERMINACION AGUJERO ADEMADO.-

SENCILLA CON T.P. FRANCA. Este tipo de terminación es igual que la terminación en agujerodescubierto con t.p. franca, solo que aquí se dispara la T.R. para poder fluir el yacimiento a traves delpozo.

SENCILLA CON T.P., EMPADOR Y ACCESORIOS.- Este tipo de terminación es la mas común enla actualidad, debido a su gran flexibilidad para realizar diferentes tipos de pruebas de producción enpozos exploratorios y cambios de intervalo en pozos de desarrollo.

Existen otros tipos de terminación en agujero ademado que la actualidad no son muy usuales:

SENCILLA SELECTIVA CON T.P. DOS EMPACADORES Y ACCESORIOS:

Doble con dos T.Ps. Dos empacadores y accesorios.

Doble selectiva con T.P. mas de dos empacadores y accesorios.

FLUIDOS DE CONTROL UTILIZADOS EN LA TERMINACIÓN.

Para poder efectuar todas las operaciones en la terminación de un pozo es necesario que el pozo este llenode un fluido, el cual puede ser agua dulce, agua salada, lodo, etc.

Para efectuar la terminación de un pozo también se utilizan lodos especiales entre los cuales están lossiguientes:

FLUIDOS DE SOLUCIÓN QUÍMICA.- Están constituidos por soluciones químicas especialesque dan alta densidad, no son corrosivos y no contienen sólidos. Se pueden preparar con densidadesde 1.02 hasta 1.5 gr/cm3.

FLUIDOS DE CLORUROS DE SODIO.- Esta solución se utiliza como fluido empacador, lacorrosión que puede causar este fluido se evita aumentado el PH, mediante sosa cáustica, cal ycromato.

FLUIDOS DE CLORURO DE SODIO-SODA ASH (CAL).- Es fluido obtenido de esta mezcla noes corrosivo y se logran obtener densidades hasta de 1.28 gr/cm3:

FLUIDOS DE CLORURO DE CALCIO.- Son fluidos no corrosivos, obteniendo densidades hastade 1.47 gr/cm3.

CALOR.- Procesos térmicosAGUA.- Procesos de inyección de agua con algún aditivo químico.GAS.- Procesos miscibleCOMBINACIÓN DE VARIOS DE LOS ANTERIORES.

PROCESOS DE INYECCIÓN DE AGUA MEJORADA.-

INYECCIÓN DE POLÍMEROS.- Los polímeros que se utilizan en los procesos de Rec. Mejorada son:CMC.- Carboximetil celulosaPOLIACRILAMIDAS.- Parcialmente hidratadasPOLISACAIDAÓXIDOS DE POLIETILENO

La función que se busca que cumplan las soluciones polímeras es la de mejorar la eficiencia de barridohorizontal. Estos trabajan sobre la relación de movilidades, disminuyendo la de la fase acuosa, sinmodificar la del aceite.

La movilidad de una fase se define como:

(M)o,w = Mw/Mo = (Kw/µw)/(Ko/µo) = Kwµo/Koµw

Características fundamentales:incrementa la viscosidad del agua.disminuye la permeabilidad efectiva al agua.

PROCESOS MISCIBLE:

Miscibilidad.- Es el fenómeno físico que consiste en la mezcla de dos fluidos en todas proporciones sinque se forme entre ellos una interfase. Se dice entonces que un fluido es solvente al otro.

La miscibilidad se debe a que las fuerzas de atracción de carácter electroquimico que se ejercen entre lasmoléculas de dos fluidos son iguales o mayores que aquellas que actúan entre las moléculas de un mismofluido; el proceso de mezcla resultante eliminara la interfase original.

El objetivo del desplazamiento miscible es un proceso de rec. Mejorada de aceite de un yacimiento esaumentar la eficiencia de desplazamiento en los poros de la roca que son invadidos, mediante laeliminación de las fuerzas de retención que actúan en todo proceso de desplazamiento con fluidos nomiscibles, como lo es el de inyección de agua. Estas fuerzas se deben al fenómeno de presión capilar(capilaridad), originando que gran parte del aceite que entrampado en los poros de la roca almacenadora.

La presión capilar es la presión diferencial que existe en la interfase de dos fluidos.

Las fuerzas de tensión interfacial se le llama cuando un fluido esta en contacto con el aire.

Las fuerzas de tensión superficial son el resultado de las interacciones de carácter electroquimicos entrelas moléculas próximas a la superficie de un liquido y se explican mediante la teoría de la atracciónmolecular.

Expresando lo anterior mediante un tubo capilar se tiene que:

σ = (rρgh)/(2cosθ)

DONDE :

CAPITULO-IVREGISTROS GEOFÍSICOS:

En el año de 1927/sep en el sur de Francia, el Sr. Schlumberger tomó el primer registro (curva deresistividad) con el objetivo de identificar los minerales de la corteza terrestre.

Un registro geofísico es la representación gráfica de una propiedad física de la roca con relación ala profundidad.

Al observar los resultados que se obtuvieron, se extendió su aplicación en los pozos petroleros.

CLASIFICACIÓN DE LOS REGISTROS

De acuerdo a su principio de funcionamiento estos se pueden dividir en cuatro grupos principales:

REGISTROS DE RESISTIVIDAD:

A) INVESTIGACIÓN PROFUNDA (Rt)

ELÉCTRICOINDUCCIÓNELÉCTRICO ENFOCADO

B) INVESTIGACIÓN SOMERA (Rxo)

MICROELECTRICO (MICRO-LOG)MICROELÉCTRICO ENFOCADO. (MICRO-LATEROLOG).MICROPROXIMIDAD (MPL)MICRO ENFOCADO ESFÉRICO (MSFL)

REGISTROS ACÚSTICOS:

SONICO DE POROSIDAD COMPENSADO (BHC)SONICO DE AMPLITUD.DENSIDAD VARIABLE (VDL)BHTV (BORE HOLE TELEVIWER)

REGISTROS RADIOACTIVOS:

RAYOS GAMMA-NEUTRON (RGN)RAYOS NEUTRÓN DE POROSIDAD (SNP)NEUTRÓN COMPENSADO DE POROSIDAD (CNL)DENSIDAD DE FORMACIÓN (FDC)LITODENSIDAD ((LDT)ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA (GNT)TIEMPO DE DECAIMIENTO TERMAL (TDT)

REGISTROS MECÁNICOS

REGISTROS DE DESVIACIONESREGISTRO DE TEMPERATURA.PRODUCCIÓN

GRADIOMANOMETROMOLINETE HIDRAULICO

REGISTRO DE ECHADOSCALIBRACIÓN DE AGUJERO.

OTRA CLASIFICACIÓN PRACTICA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS ES:

A) REGISTROS QUE MIDEN LA ENERGÍA PROPIA DE LAS ROCAS: SP, RG, ETC.B) LOS QUE REQUIEREN UN EMISOR Y UN RECEPTOR.El muestreo mínimo para un registro es de 6” (distancia mínima entre emisor y receptor).

PROPIEDADES DE LAS ROCAS A MEDIR POR LOS REGISTROS:

POROSIDAD (θ)SATURACIÓN DE AGUA (Sw)DENSIDAD (ρ)PERMEABILIDAD (k)CONDUCTIVIDAD ( C)RESISTIVIDAD (R)RADIOACTIVIDAD NATURAL DE LAS ROCASTRANSMISIÓN DE ONDAS ACÚSTICAS.TEMPERATURACONTENIDO DE HIDROCARBUROS.

REGISTRO DEL POTENCIAL ESPONTANEO:

El potencial espontáneo de las formaciones en un pozo (SP), se define como la diferencia depotencial que existe entre un electrodo colocado en la superficie del suelo y otro electrodo móvilen el lodo dentro del pozo.

En la práctica, la medida del SP se obtiene mediante un electrodo, que va en la misma sonda conque se obtienen simultáneamente otros registros, y un electrodo colocado en la superficie en unmedio húmedo que bien puede ser la presa de lodos de perforación o un agujero en las vecindadesdel camión de registros.

En la interpretación del registro del SP, la línea correspondiente a las lutitas, que por lo general semantiene prácticamente constante, se le llama línea base de lutitas, y es a partir de esta línea dereferencia que se hacen las lecturas del potencial frente a las capas porosos y permeables, o seaque la curva del SP en el registro no tiene punto cero. El potencial puede ser negativo o positivo,según que la curva se desplace hacia a la izquierda o a la derecha de la línea base de las lutitas.

La curva del SP permite la determinación de las capas porosas y permeables; sin embargo, nonecesariamente se obtienen valores de estos parámetros, directamente del SP.La curva del potencial espontáneo permite determinar:

Capas permeables. Límites de capas Correlación de capas. Determinación de la resistividad del agua intersticial de las formaciones. Cualitativamente conocer el contenido de lutita en una capa.

SP = - K log Rmf .......................................(1) Rw

donde:

Rmf = Resistividad del filtrado del lodo. Rw = Resistividad del agua de formación. K = Constante = 60 + 0.133 T T(ºF) SP = Potencial espontáneo.

Condiciones favorables para un buen registro del SP.

Espesores mayores a 5 m.Porosidad intergranularDiámetro del agujero de 7 5/8”.Formaciones adyacentes 100 % lutita y 100 % saturadas de agua salada.No registrar con corrientes eléctricas, no usar radio.

Mide las corrientes eléctricas que se producen dentro del agujero, debido al contacto de diversosfluidos con salinidades diferentes.

RESISTIVIDAD DE LAS FORMACIONES:

Se define la resistividad de cualquier conductor como la resistencia de una muestra de material osustancia de que se trate, de área y longitud unitarias y sus unidades son Ohm(m²/m).

La resistividad es una de las propiedades de la roca mas comúnmente usadas en la interpretaciónde registros. Por medio de la resistividad se pueden determinar parámetros importantes de losyacimientos, tales como la saturación de fluidos y porosidad de la formación.

Las resistividades que comúnmente tienen las rocas almacenadoras de los hidrocarburos yformaciones asociadas, en los campos mexicanos, son del siguiente orden:

lutitas de 1 a 10 Ohms-mArenas con agua salada menores de 0.5 Ohms-mArenas con aceite de 1 a 100 Ohms-mCalizas de 10 a 500 Ohms-m o más.

CONDUCTIVIDAD.- es el inverso de la resistividad.

En la perforación de un pozo con el filtrado del lodo al yacimiento se modifican las condicionesde los fluidos contenidos en el mismo. el registro eléctrico nos permite realizar las mediciones alas áreas invadidas por dicho filtrado clasificando esta como sigue:

Rxo.- resistividad de la zona lavada.Rmf.- resistividad del filtrado del lodo.Ri.- resistividad en la zona transicional.Rt.- resistividad verdadera de la formación.Ro.- resistividad de la roca 100 % invadida por aguaRm.- resistividad del lodo.Rs.- resistividad de las capas adyacentes.Rz.- resistividad de una mezcla de electrolitos.

(zona invadida o sin invasión)

FACTOR DE FORMACIÓN:

El factor de formación se define como el cociente que resulta de dividir la resistividad de una roca100 % saturada con agua salada entre la resistividad del agua que la satura.

F = Ro / Rw .............................................................(2)

donde:

F = Factor de formaciónRo = Resistividad de la formación 100 % saturada con agua salada.Rw = Resistividad del agua salada que satura la roca.

Por lo que respecta para él calculo del factor de formación en la zona barrida por el filtrado dellodo, este se puede determinar por la siguiente ecuación:

F = Rxo / Rmf ...................................................(3)

donde:

Rxo = Resistividad en la zona lavadaRmf = Resistividad del filtrado del lodo.

En 1942 Archie mediante pruebas de laboratorio determino que el factor de formación puederepresentarse como:

F = a / φ m ....................................................(4)

donde:

a = factor de cementaciónφ = porosidadm = tortuosidad de la porosidad.

También se ha demostrado que el valor del factor de formación puede ser expresado por lassiguientes ecuaciones:

F = 0.81 / φ2 arenas .......................(5)F = 0.62 / φ2.15 areniscas .......................(6)F = 1 / φ2.15 carbonatos .......................(7)

ÍNDICE DE RESISTIVIDAD:

El índice de resistividad de una formación se define como el cociente que resulta de dividir laresistividad de la roca saturada con agua salada e hidrocarburos, entre la resistividad de la roca100 % saturada con agua salada.

I = Rt /Ro .................................................…..(8)

donde: I es el índice resistividad.

Posteriormente Archie en pruebas de laboratorio encontró una relación entre el índice deresistividad (I) y la saturación de agua (Sw).

Sw = [Ro / Rt]1/n ........................................……….(9)

en donde (n) es un exponente que tiene un valor muy cercano a 2. de manera que la ecuación (9)también se puede escribir como:

Sw = [Ro / Rt]1/2 .........................................(10)

o bien, puesto que Ro = F Rw :

Sw = [F Rw / Rt]1/2 .........................................(11)

REGISTRO DE INDUCCION:

Diseñado para medir la resistividad de la formación, operando en pozos con lodo base aceite,consiste en un sistema formado por varias bobinas transmisoras y receptoras, opera con ventajascuando el fluido del pozo no es conductor, aun en aire o gas, pero él aparato funcionaperfectamente también cuando el pozo tiene lodos conductor.

REGISTRO SONICO CONVENSIONAL:

Su principio de medición se basa en la velocidad del sonido a través de las formaciones, y seconstituye de un transmisor y un receptor.

φS = (∆t)reg - (∆t)matriz(∆t)liquido - (∆t)matriz

En la siguiente tabla se presentan algunos valores muy comunes en los yacimientos petroleros:

Cuerpo Vmatriz (∆t)matriz

(ft/seg) (µseg/ft)arenas 18,000 55.5calizas 21,000 47.3

dolomitas 23,000 43.5agua 5,290 189.0

REGISTRO DE RAYOS GAMMA:

Mide la radioactividad natural de las formaciones, pozo ser registrado en pozo ademado, se utilizaen lugar del registro del potencial espontaneo, permite definir estratos, se utiliza en la afinación delos disparos, su principio de medición le permite detectar el POTACIO, TORIO Y URANIO, loscuales se presentan en forma natural en los yacimientos.

A últimas fechas se aplica en procesos de Recuperación Secundaria.

REGISTRO DE ESPECTROSCOPIA DE RAYOS GAMMA:

Separa la intensidad de la radioactividad del TORIO, POTACIO Y URANIO. Permite determinarel porcentaje de arcillas contenido en una formación, determina fracturas selladas por oxido desodio.

REGISTRO DE DENSIDAD DE FORMACIONES COMPENSADO (FDC)

Se utiliza generalmente como perfil de porosidad, permite identificar a los minerales, detectazonas con gas (C-g/o). La herramienta esta constituida y con un transmisor y dos receptores.

MATERIAL ρ matriz (gr/cc)

areniscas 2.65calizas 2.71dolomias 2.83

REGISTROS DE PRODUCCIÓN Y PRUEBAS DE FORMACIÓN:

Para poder caracterizar correctamente un yacimiento es necesario conocer las propiedades delmedio poroso en el que se encuentra la acumulación de hidrocarburos, permeabilidad de laformación, porosidad, Compresibilidad total de la formación, Ct, etc.

Si las propiedades anteriores son determinadas en forma in-situ, o condiciones reales delyacimientos, son de mayor utilidad en los estudios de caracterización de los yacimientos. Loanterior se puede lograr mediante realización de pruebas de formación y/o pruebas de producción:

PRUEBAS DE FORMACIÓN:

El objetivo de este tipo de pruebas consiste en determinar las propiedades del o los yacimientosque se encuentran en la perforación de un pozo, como son la permeabilidad, k, factor de daño, s,tipo de fluidos en el yacimiento, etc.

Con la sarta de perforación, empacadores y válvulas de fondo se puede realizar la prueba deformación, DST, sin embargo al añadir más herramientas se amplia la eficiencia y versatilidad delequipo de prueba. Esta herramienta puede ser la siguiente, partiendo del fondo hacia la superficie:

♦ El bullnose o tapón nariz es la parte mas baja de la sarta. Sirve como guía y protege lasherramientas colocadas por encima.

♦ Los registradores de presión, para medir la presión de fondo vs. tiempo, existen mecánico yelectrónicos. Se baja un mínimo de dos en la sarta. Estos registradores pueden ser bajados enporta registradores o bien ser colocados dentro de la sarta de perforación,

♦ Un tubo ranurado o tubería de producción ranurada, filtra los fluidos producidos; en ciertotipo de pruebas (agujero descubierto) también puede soportar el peso aplicado a la sarta.

♦ El empacador ofrece un sello entre el espacio anular y la formación y en algunos casossoportar el peso de la sarta. Algunas condiciones de agujero descubierto pueden requerir eluso de dos o más empacadores. existen empacadores permanentes y recuperables para agujerodescubierto o ademado.

♦ La junta de seguridad es una herramienta que por medio de rotación a la izquierda de latubería permite que se recupere la sección de la sarta ubicada encima del empacador, por si sellega a quedar atorada la sección de abajo.

♦ Los martillos hidráulicos de perforación son parte importante de la sarta. Al atorarse elempacador o la cola de la sarta, los martillos hidráulicos ofrecen una posibilidad de golpeohacia arriba para ayudar a liberar la sarta.

Se pueden bajar varias herramientas auxiliares entre el empacador y la válvula de fondo,dependiendo del tipo de sarta que se requiera en la prueba. La principal es la válvula de by-pass,que sirve para:

• Minimizar los efectos de compresión o pistoneo de los fluidos de la formación: Ya que elempacador tiene un diámetro externo muy próximo al diámetro interno de la tubería derevestimiento o del agujero descubierto, se generan efectos de pistón mientras se saca latubería. La herramienta proporciona una ruta para los fluidos de perforación o terminación sedesvíen a través del empacador hacia el espacio anular, mientras se baja en el pozo (o en ladirección opuesta sacándose la sarta). La válvula by-pass permanecerá cerrada durante laprueba.

• Igualar la presión: Al final de la prueba, la presión diferencial tiende a mantener anclado elempacador. Para limitar una sobretensión al final de la prueba de by-pass se abrirá e igualarála presión por encima y por debajo del empacador; por lo tanto, sólo deben superarse fuerzasmecánicas. Al entrar los sellos multi V en el empacador permanente, también se requiere quela válvula de by-pass permita que los fluidos se desplacen hacia el espacio anular. De nohacer esto, puede ocurrir un incremento de presión impidiendo que la unidad de sellos asienteadecuadamente.

SARTA TÍPICA DE PRUEBA DE FORMACIÓN:

El diseño de la sarta encima de la válvula de cierre de fondo es muy importante. Los primeroselementos son los drill collars que proporcionan peso para la operación de algunas herramientas defondo, por ejemplo: empacadores, válvulas de fondo, etc.

Encima de la válvula de cierre de fondo se colocan válvulas de circulación. Estas válvulas ofrecenun medio para desplazar cualquier fluido producido antes de levantar la sarta. Durante la prueba,la sarta podrá contener fluido de colchón o hidrocarburos producidos. Esos fluidos deberán sercirculados hacia afuera antes de levantar el aparejo de prueba. Para permitir el desplazamiento deestos fluidos, se coloca una válvula de circulación lo más abajo posible de la sarta; ésta se abre alfinal de la operación, de manera que el contenido de la sarta pueda ser desplazado.

Para redundancia, se usan dos válvulas de circulación con diferentes sistemas operativos; por lotanto si una se tapa o falla, existirá un respaldo. Es muy importante la colocación de las válvulasde circulación. La válvula de circulación más baja se separa de la válvula de cierre de fondo(normalmente por una lingada de drill collars) en el caso que se produzca arena u otro sólido,normalmente se coloca otra lingada de drill collars entre las dos válvulas de circulación. Puedenrequerirse drill collars para añadir peso sobre las válvulas de circulación.

PRUEBAS DE IMPULSO:

Es una prueba rápida y simple en la que el pozo no fluye a la superficie. Es una técnica nueva queproporciona valores confiables de presión de formación para la definición de parámetros como lapermeabilidad y el factor de daño. Los productos de prueba de impulso, también pueden serutilizados para evaluar características de yacimientos en las cercanías del pozo, tales comofracturas.

El procedimiento de prueba de impulso es relativamente fácil y extremadamente rápido. Primerose pone el pozo en producción durante tres o cuatro minutos. Después se cierra por un período de6 a 20 veces la longitud del tiempo de producción.

Sólo un pequeño volumen de fluido es extraído de la formación durante el corto período deproducción o impulso, y por lo tanto la perturbación de presión resultante generada en elyacimiento es pequeña. Sin embargo, utilizando medidores de presión de alta resolución es posibleestudiar los pequeños cambios en la respuesta de la presión del yacimiento durante el período deincremento.

Cuando se realiza una prueba de impulso, se asume que instantáneamente se ha sacado delyacimiento durante el periodo de producción o impulso una cantidad de volumen de fluido. Lateoría muestra que los cambios de presión en el yacimiento resultantes de la extracción instantáneade fluido de la formación son proporcionales a la derivada de la respuesta de decremento depresión del yacimiento.

Una gráfica de la respuesta de presión del yacimiento contra la corta producción por impulsomuestra, en realidad, que la eliminación de una unidad de volumen de fluido no es instantáneapero requiere un tiempo de duración finito (tp). Esto produce cambios de presión en el yacimientoque, inicialmente, no sigue la teoría y no se superponen a la curva derivada de presión. Sinembargo, estos efectos se disipan con bastante rapidez, y en general, la respuesta de presión sesuperpone a la curva derivada de presión cuando el tiempo de incremento excede tres veces eltiempo de producción.

Para usar la información de la prueba de impulso en análisis, se debe modificar la respuesta depresión medida de manera que pueda compararse con unidades publicadas de curvas tipoadimensionales. Esto se logra multiplicando los cambios de presión observados durante el periodode incremento (∆p) con el tiempo transcurrido desde el inicio del mismo (∆t). Además los cambiosde presión durante el periodo de producción (∆p) se multiplican por tiempo de producción (tp).Por datos de presión así transformados son graficados versus el tiempo durante el incremento enescalas de coordenadas doble logarítmicas, y luego la gráfica puede compararse con curvas tipo dedecremento seleccionadas para obtener parámetros del yacimiento. Sin embargo, se prefiere lainterpretación convencional.

Durante el análisis con curvas tipo, la curva de presión adimensional se compara con las presionesdel período de decremento y las derivadas adicionales se comparan con el transciente de presiónde cierre. El procedimiento de pruebas de impulso incluye:

Abrir la válvula de fondo. Abrir el pozo en superficie. Monitorear las presiones durante diez minutos. Disparar las pistolas. Fluir el pozo durante un mínimo de dos minutos, debe llevarse un registro exacto de la hora

del disparo, del tiempo de cierre y el volumen preciso de fluido extraído del pozo. Cerrar la válvula de fondo. Registrar el incremento de presión durante por lo menos 10 veces el tiempo del impulso del

flujo.

HERRAMIENTA DE CIERRES MULTIPLES MOST

La herramienta MOST es una válvula de cierre en el fondo de ciclos múltiples que se puede usaren casi todos los tipos de niples, debido a que contiene un mandril de acoplamiento. Laherramienta funciona en dos etapas.

• La válvula se baja en el pozo con línea de acero y se coloca en el niple• Después de recuperar la línea de acero, la herramienta, el registrador y el actuador se bajan

juntos con el cable eléctrico. (para lecturas en superficie en tiempo real) ó con línea de acero(para registro de fondo) y se engancha en el mandril MOST.

La herramienta MOST puede llevar a cabo hasta 12 periodos de cierre preseleccionados antes deque el actuador se desenganche del mandril. La herramienta puede soportar presiones diferencialeshasta de 5,000 psi. por la parte inferior o superior.

HERRAMIENTA MOSTMEDIDORES MEDIDOR DE RESISTENCIA M. DE CUARZOCANAL DE PRESIONMAXIMO 15,000 PSI 11,500 PSI.PRESICION +/- 7.5 PSI 0.035 % DE LECTURARESOLUCION 0.02 PSI 0.02 PSICANAL DE TEMPERATURAVOLUMEN 350 ºF (175ºC) IDEM.PRESICION +/- 0.9ºF (0.5ºC) +/- 0.6ºF (0.3ºC)RESOLUCION +/- 0.1ºF (0.06ºC) +/- 0.6ºF (0.03ºC)SERVICIO SULFIDRICOPRESION DIF. 5000 PSI EN AMBAS DIRECCIONES

CAPITULO-VASPECTOS PRÁCTICOS DE LA INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN:

APAREJOS DE PRODUCCIÓN:

Un aparejo de producción esta constituido principalmente por la tubería de producción y susaccesorios del aparejo de producción, estos últimos están en función del tipo de terminación que sevaya a diseñar y serán tan abundantes como las necesidades o riesgos que pueda ocasionar laexplotación del pozo (presión del yacimiento y tipo de fluido).

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN.- Esta en función directa de los gastos que maneje el pozo, ypuede ser de un solo diámetro o de diferentes, según sean las condiciones de presión del yacimientoy condiciones de explotación

CAMISA DESLIZABLE O VÁLVULA DE CIRCULACIÓN.- Por medio de ella se obtiene unacirculación directa entre la tubería de producción (t.p.) y la tubería de revestimiento (t.r.), su funciónprincipal se presenta en la inducción del pozo, por medio de la cual se permite cambiar el fluido decontrol para aligerar la columna hidrostática del pozo, para inducir a la producción el mismo.

NIPLE DE ASIENTO.- Es otro de los accesorios que se introducen en los aparejos de producciónde cualquier tipo de pozo (inyector o productor), y sirven para colocar un tapón para abandonarintervalos invadidos de agua o bien para colocar herramientas especiales de registros de presión concierre en el fondo.

JUNTA DE SEGURIDAD.- Sirve para desconectar la tubería de producción, por lo cual debecolocarse inmediatamente después del empacador, están juntas pueden ser operadas por tensión opor rotación a la derecha de la t.p., todo depende del tipo de junta.

CAMISA DE EXPANSIÓN.- Su función consiste en absorber las elongaciones o contracciones dela tubería de producción, para que el mandril sellador (multi-v) del empacador no se salga de este yse pueda tener una comunicación con el espacio anular.

La t.p. en pozos profundos, sufre elongaciones o contracciones por cambios de temperatura a la quese somete durante su tratamiento con ácido, así como por expansión o presión interna.

UNIDADES SELLADORAS.- O MULTI-V.- La posición de esta es enfrente del empacador, lacual como su nombre lo indica tiene la función principal de sellar entre el empacador y la tubería deproducción, para evitar la comunicación entre los mismos.

ZAPATA GUÍA.- Esta va ubicada en la punta del aparejo de producción y su función principal esla de facilitar él enchufe con el empacador.

PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN DE FLUIDOS, BATERÍA DE SEPARACIÓN.

Existen dos tipos principales de separadores; verticales y horizontales. Estos se usan de acuerdo alas características de los fluidos del yacimiento que se producen, (relación gas-aceite y el porcentajede agua). Por lo cual se le conocen como separadores bifásicos o trifasicos.

Su diseño se basa principalmente mediante estudios de laboratorio (análisis PVT) y condiciones quese deseen para el manejo de los hidrocarburos.

El principio básico de los separadores, radica en la distribución de los fluidos producidos, los cualesse basan en la diferencia de densidades del agua, aceite y gas.

SEPARACIÓN DEL ACEITE Y GAS.- Se puede realizar en una o varias etapas, como yamisionó con anterioridad, depende de la presión del yacimiento y de la cantidad de gas que semaneje, RGA. La presión de entrada y salida al separador esta fijada de acuerdo a las necesidadesdel transporte del mismo, esto es, si el aceite va a ser conducido hacia un tanque de almacenamiento,una refinería o una tubería superficial.

SEPARACIÓN DEL AGUA Y EL ACEITE.- Muchas ocasiones el agua se presenta en formaemulsificada en aceite y es necesario efectuar un tratamiento especial, sobre todo en aceite deexportación, donde no se permiten porcentajes de agua mayor al 2 %.

Esto se puede llevar acabo mediante adición de reactivos químicos, los cuales tienen como objetivoprincipal romper la emulsión entre el aceite y el agua, luego se calienta la mezcla y posteriormentese lleva a un deshidratrador eléctrico.

Los deshidratadores eléctricos se dividen en cuatro tipos:

A) TRATADOR DE ELECTRODO DE DISCO GIRATORIO

B) TRATADOR DE FLUJO HORIZONTAL (H.F.)

C) TRATADOR DE CAMPO CONCENTRADO (C.F.) Y

D) TRATADOR DE ANILLO CONCÉNTRICO.

Los tratadores se seleccionan de acuerdo al tipo de emulsión que se tenga, la cual depende de ladensidad y viscosidad de la emulsión, tensión interfacial entre las fases y la distribución de losglóbulos de agua.

El principio radica, que en cuando las gotitas de agua de una emulsión, del aceite-agua, se sujetan ala influencia de un campo magnético de alto potencial, cada partícula de agua dispersa se carga porinducción. Esta carga la retiene la partícula de agua, mientras se aplica el campo eléctrico porque lagotita de agua esta rodeada de un campo no conductor, que es la fase de aceite de la emulsión. Lacarga inducida causa una reorientación polar de las moléculas en la capa absorbida que forma lapelícula o limite entre fases de aceite y agua, que da por resultado una disminución de la estabilidadde las partículas de agua. Con la estabilidad de la emulsión así disminuida, la unión de las gotitas deagua se facilita por atracción mutua con las particular de agua adyacentes que bajo de la influenciadel campo eléctrico aplicado, tienen una tendencia a alinearse entre los electrodos con las porcionesde carga diferentes de las partículas de agua adyacentes que están muy próximas unas de las otras.

CONDUCCIÓN DE FLUIDOS EN SUPERFICIE, PRINCIPALES PROBLEMAS.

La conducción de los fluidos en superficie se inicia cuando la producción de un pozo llega a la bocadel mismo, posteriormente esta puede entrar a un ramal de producción o a una batería de separación,siguiendo su camino a baterías de rebombeo (sí es necesario), separadores, tanques dealmacenamiento y/o medición.

El primer problema que se presenta es a la boca del pozo y ocurre cuando la presión que se manejaen la línea de descarga es mayor o igual a la presión que se tiene en el mismo y se puede presentaruna igualación de presiones, en cuyo caso no fluye el pozo, y en caso extremo ocurre un contraflujode la línea al yacimiento.

Otro problema muy común es cuando en un ducto o poligasoducto, se presentan variaciones en surelieve, conjuntados con la variación de presión y temperatura, de los fluidos transportados,ocasionan cambios considerables en su composición y se pueden ocasionar un flujo multifasico(gas-aceite-agua), o en las zonas de bajo relieve asentamientos de aceite y/o agua los cualesocasionan perdidas de presión adicionales. Los cuales se solucionan con una corrida de diablo, lacual provoca retrasos en el manejo de la producción.

CORROSIÓN:

- Es el deterioro que sufre un metal con el medio que lo rodea- Tendencia de los metales a pasar a su estado natural.- Destrucción gradual de un metal por reacción química o electroquímica

Los requisitos para que se inicie la corrosión son:

1. Un electrolito formado por una solución (agua con iones disueltos).

2. Un ánodo, es el electrodo metálico que se corroe en la interfase metal-electrolito.

3. Un cátodo, electro metálico que se protege de la interfase.

4. Un conductor externo, metal que conecta al ánodo con el cátodo (generalmente la mismatubería).

MÉTODOS PARA EL CONTROL DE LA CORROSIÓN:

1. Selección de metales: aleaciones con Ni, Cr, Mo, Al.

2. Empleo de materiales no metálicos: Plásticos, cerámica, cemento, fibra de vidrio, asbesto,resinas.

3. Uso de recubrimientos.

4. Uso de inhibidores.

5. Remoción de gases corrosivos.

6. Protección catódica con ánodos de sacrifico (Zn, Mg).

ÁNODO.- electrodo de una celda electrolitica en el que ocurre una reacción de oxidación.

CATODO.- Electrodo en el que ocurre una reacción de reducción.

ION.- Átomo o grupo de átomos cargados eléctricamente

ELECTROLITO.- Es un conductor ionico.

DEPÓSITOS O INCRUSTACIONES DE SALES:

Los depósitos o incrustaciones de sales, se forman por la cristalización y precipitación de minerales.

Las causas principales son:

Abatimiento de presión.Cambios de temperatura.Mezclas de aguas incompatibles.Supersaturación (Sulfuro de fierro, Carbonato de fierro, Oxido de fierro)

TIPOS DE INCRUSTACIONES:

Carbonato de calcioYesoSulfato de barioCloruro de sodioAnhidrita.

FORMA DE IDENTIFICACIÓN:

Por difracción de rayos XPor análisis químicoPor adición de HCl

MÉTODOS MECÁNICOS DE REMOSION:

Perforaciones.Escariadores (T.P., T.R., agujero abierto)Diablos (línea de descarga)

MÉTODOS DE REMOCIÓN QUÍMICA:

Con agua dulceCon ácido Clorhídrico, cítrico o acético.

PREVENCIÓN:

Uso de inhibidores en tratamientos forzados a la formación o inyección continua por elespacio anular.

DEPÓSITOS ORGÁNICOS

ASFÁLTENOS Material sólido de color negro, no cristalino, contenido ensuspención coloidal en algunos aceites crudos.

PROBLEMÁTICA Por efecto de la liberación de gas disuelto se depositan en la T.P.restringiendo el área de flujo.

TRATAMIENTOCORRECTIVO Limpieza de los aparejos de producción, de 3 ½”, mediante la

inyección de un solvente, a través de tubería flexible de 1 ¼”, contrompo dispersor en su extremo.

PREVENTIVO Inyección continua de un solvente a través de una tubería de aceroinoxidable de 3/8”, flejada a la T.P.Electromagnetismo.

SOLVENTES BENCENOXILENOTOLUENOAROMINAS*AROMÁTICOS PESADOS.

* Seleccionado por su disponibilidad, costo y mayor índice de seguridad durante su manejo

DEPÓSITOS ORGÁNICOS

PARAFINA Compuesto sólido, blanco, inodoro e insipido, formado por unamezcla de hidrocarburos como el C18H38 y mas pesados.

PROBLEMÁTICA Por reducción en la temperatura se deposita la parafina en lossiguientes puntos:T.P.Línea de descarga.Baterías de separación.

Se reduce la producción y aumentan los costos de operación ymantenimiento.

TRATAMIENTOCORRECTIVO Las L.D. se limpian con inyección de aceite caliente. Las T.P. para su

limpieza se extraen de los pozos.PREVENTIVO Inyección continua de inhibidores, empleo de tuberías de plástico,

uso de fluidos gelificados como aislante térmicos en el espacioanular. electromagnetismo.

HIDRATOS DE HIDROCARBUROS

Son compuestos cristalinos opacos, formados por la combinación química del gas natural y el agua.Tienen la apariencia de hielo o de nieve.

PROBLEMÁTICA Se forman por decremento de temperatura de los gasoductos odebido a una expansión brusca del gas, como en estranguladores yplacas de orificio. Obstruyen el flujo e interfieren con la operaciónde medición y el equipo de regulación.

TRATAMIENTO Calentar el gas.Controlar las presiones.Separar y deshidratar el gas cerca del pozo.Inyectar inhibidores como el metanol, dietileno glicol, etc.

SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCION:

Cuando a un pozo se le termina la energía natural del yacimiento y la producción no puede llegar ala superficie se requiere de la instalación de métodos artificiales de producción, los más usuales son:

A) BOMBEO MECÁNICO:

Entre los dispositivos mecánicos empleados se encuentran los siguientes:

1.- Bombas de desplazamiento de embolo accionadas por varillas.

2.- Bombas de desplazamiento accionadas por fluidos y

3.- Bombas centrifugas.

Un gran porcentaje de todos los pozos productores hoy en día están equipados con bombas deembolo operadas por varillas. Las bombas de este tipo son adaptables a una gran variedad decondiciones, especialmente a las que son características del último periodo de productividad de lospozos cuando el régimen de producción es comparativamente pequeño y algunas veces porcondiciones de seguridad, esto es, cuando existen pozos en zonas pobladas, Poza Rica, Ver.

B) BOMBEO NEUMÁTICO (gas lif):

El principio por el cual operara este sistema artificial de producción consiste en elevar el fluido deun pozo mediante la inyección de a través de la tubería de producción y el espacio anular.

El gas inyectado gasifica al liquido del pozo (aceite y/o aceite más agua), con la finalidad de aligerarla columna hidrostática del mismo, disminuyendo consecuentemente la contra presión en el fondodel pozo.

El gas puede inyectarse en forma continua o intermitente, esto dependerá de las condiciones depresión media del yacimiento y permeabilidad principalmente.

Entre los accesorios principales de este mecanismo de bombeo se tienen los mandriles y las válvulasde bombeo neumático.

MANDRILES: Es un accesorio que se instala en la tubería de producción, En el cual se conecta laválvula de bombeo neumático. Se cuenta con un mandril convencional donde la válvula de bombeoneumático se instala conforme la tubería de producción es introducida al pozo. De esta maneracuando se daña dicha válvula, es necesario recuperar el aparejo de producción para cambiar lamisma.

Otro tipo de mandil es el de conexión lateral, el cual permite la instalación o desmantelamiento de laválvula de bombeo neumático con línea de acero.

VÁLVULA DE BOMBEO NEUMÁTICO: Permite la inyección del gas al liquido para llevar estehasta la superficie. Se abre o se cierra mediante una diferencial de presión.C) BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO

Se compone de un motor eléctrico, formado por una serie de paletas o alabes rotatorios quepropician un movimiento centrifugo para llevar el fluido a la superficie.

Puede producir gastos hasta de 90,000 BPD. y opera con corriente de 60 Hz, puede diseñarse paraoperar en presencia de H2S y CO2, profundidades de hasta 12,000 pies y temperaturas de 350°F.

D) BOMBEO HIDRAULICO.

Bombea el aceite de los pozos empleando una bomba en el fondo sin utilizar varillas de succión,como en el caso del bombeo mecánico. Las bombas hidráulicas de fondo están constituidas por dosbombas reciprocantes ubicadas en el fondo. Una bomba funciona como motor y impulsa a la otrabomba, que es la de producción.

La potencia en la superficie se suministra con una bomba estándar. El motor de fondo opera conaceite crudo limpio, el cual se succiona de un tanque de almacenamiento a través de bomba triplex.

Si se emplea una sola tubería de producción, el aceite se bombea por esta hacia la bomba motora yla mezcla de este con el aceite del pozo viaja por el espacio anular.

Si se emplean dos tuberías, una lleva el aceite impulsor y la otra la mezcla de ambos aceites.

ÁREA DE FLUJO 2 3/8, 2 7/8, 3 1/2, 4, 4 1/2”.CONEXIÓN 33 PULGADAS (83 cm)

PRUEBAS DE PRESION:

Existe una gran variedad de pruebas de presión, las cuales están clasificadas de acuerdo a laspropiedades de la formación que se deseen medir y al tipo de hidrocarburo que se tenga en elyacimiento, están se pueden clasificar de la siguiente manera:

Pruebas de decremento de presión. Pruebas de incremento de presión. Pruebas a gasto variable. Pruebas de límite de yacimiento. Pruebas isocronales. Pruebas fall-off Pruebas de interferencia.

MÉTODOS DE ANÁLISIS:

Método de Horner.

Método muy empleado hasta fechas recientes, el cual permite determinar el valor de lapermeabilidad, mediante la elaboración de una gráfica de la presión de fondo fluyendo o cerrado,vs. (Tp +∆T/∆T)

Método de MDH

Curvas Tipo

Deriva de la presión. (Bourdet, 1983)

Uso de computadoras.

CAPITULO VI

ANALISIS ECONOMICO DE PROYECTOS DE INVERSION

6.1) VALOR DEL DINERO CON RELACIÓN AL TIEMPO:

El dinero siempre genera utilidades a una cierta tasa de interés si se ha invertido durante un ciertoperíodo de tiempo. Por lo que un peso de ahora no tiene el mismo valor que dentro de un año. Esesta relación entre interés y tiempo la que conduce y desarrolla el concepto de “el efecto deltiempo en el valor de la moneda”. o “el valor del dinero con relación al tiempo”. De lo anterior seconcluye fácilmente, que el hecho de que el dinero tenga un valor en el tiempo significa queiguales cantidades de pesos pero en distintos puntos en tiempo tienen diferente valor, siempre ycuando se maneje una tasa de interés que pueda devengar esté por encima del cero. Esta relaciónentre el dinero y el tiempo se puede apreciar gráficamente en las siguientes figuras:

$ 1 $ 1 + interés 0 1 2 3 n-1 n

Valor del dinero recibido al año cero y al año “n”

$ 1 0 1 2 3 n-1 n

Valor del mismo dinero recibido al año “n”.

Es necesario argumentar que el dinero tiene también un valor en el tiempo debido a que el poderadquisitivo de un peso cambia a lo largo del tiempo. La cantidad de bienes que puede adquirirdurante períodos de tiempo de inflación con una suma específica de dinero se ve disminuida amedida de que el tiempo transcurre y por lo regular las tasas de interés siempre están muy pordebajo de la inflación.

6.2) Diagramas de flujo de caja o de capital:

Sirven para identificar y registrar los efectos económicos de diversas alternativas de inversión, seusan como descripción gráfica de las transacciones monetarias involucradas en cada una de lasetapas de un proyecto de inversión.

En el diagrama de flujo se representa cualquier tipo de ingreso recibido durante un período conuna flecha vertical que apunte hacia arriba (un aumento de caja), la altura de la flecha debe serproporcional al capital manejado. De manera similar los desembolsos o inversiones se representancon una flecha vertical hacia abajo (disminución de caja).

Ejemplo:

Una empresa arrendadora adquiere 5 vehículos a un costo de $60,000.00 cada uno, en el tiempocero, los estudios financieros indican que durante los primeros 4 años recibirá un total del 50 %del capital invertido por período y los gastos de mantenimiento serán del 5 % del valor del cadavehículo/año. Represente en forma gráfica el flujo de caja y el flujo neto efectivo.

Diagrama de flujo de caja:

$150,000 $150,000 $150,000 $150,000

0 1 2 3 4

$ 15,000 $ 15,000 $ 15,000 $ 15,000

$ 300,000

Diagrama de flujo neto efectivo:

$ 135,000 $ 135,000 $135,000 $135,000

0 1 2 3 4

$ 300,000

6.3) Interés (I):

Interés es el dinero que paga por el uso temporal de un capital prestado, o bien, es el dinero quegana por un capital invertido en un período de tiempo.

6.4) Tasa de interés (i):

Una tasa de interés o tasa de incremento de capital es la tasa de las ganancias recibidas por haceruna inversión. Esta tasa de ganancias se define, generalmente, sobre la base de un año y representael porcentaje de ganancias obtenido por el dinero comprometido en la inversión que se estéconsiderando. Entonces, una tasa de interés del 12 % indica que por cada peso utilizado se deberecibir en retorno una cantidad adicional de $ 0.12 (interés), como pago por el uso de esos fondos.

i = I / P ..................................................................(1)

donde:

I = Interés para un período de tiempoP = Capital principal.

6.5) Monto (F):

El la suma del interés más el principal al término de un período de tiempo.

F = P + I ........................................................(2)

De la ecuación (1) se tiene que:

I = i P ..................................................................(3)

Sustituyendo (3) en (2):

F = P + i P F = P( 1 + i ) ........................................................(4)

Todo esto es para un período de tiempo.

6.6) Interés simple:

En el caso de interés simple, los intereses que van a pagarse en el momento de devolver elpréstamo son proporcionales a la longitud del período de tiempo durante el cual se ha tenido enpréstamo la suma principal.

I I I I I

P 1 2 3 n-1 n

I = P n i

Además se sabe que el monto (F) es igual a:

Fn = P + n I = P + n (i P)

Fn = P[ 1 + ni] ..............................................(5)

donde (n) es el número de periodos donde se generan los intereses.

Ejemplos:

1) Calcule el interés y la cantidad total acumulada para un capital de $500.00 , para 1 y 5 años sila tasa de interés anual es del 18 %.

para un año

I = = $ F = = $

para cinco años:

I = = $ F = = $

2) Calcular la cantidad de dinero que se debe de invertir para:a) Obtener $1,000.00 en un añob) Obtener $10,000.00 en tres años.

si se sabe que la tasa de interés es del 15 % anual.

a) Fn = P[ 1 + ni] P = Fn / [ 1 + ni]P = ___________________P = $ __________________

b) P = ___________________P = $ __________________

3) Calcular la cantidad de dinero que se debe de invertir para que se obtenga un interés de $20,000.00 anuales, si la tasa de interés es del 40 % anual.

i = I / PP = I / iP = ___________________P = $ _________________

6.7) Interés compuesto:

Cuando se hace un préstamo por una longitud de tiempo que es igual a varios períodos de interés,los intereses se calculan al final de cada período de tiempo.

F1 F2 F3 Fn-1 Fn

P 1 2 3 n-1 n

donde:

PERIODO CANTIDADACUMULADAAL PRINCIPIODEL PERIODO

INTERESESGENERADOS

CANTIDAD ACUMULADAAL FINAL DEL PERIODO

1 P Pi P(1+i)

2 P(1+i) P(1+i)i P(1+i)(1+i)=P(1+i)2

3 P(1+i)2 P(1+i)2 i P(1+i)2 (1+i) = P(1+i)3 : : : :n P(1+i)n-1 P(1+i)n-1 i P(1+i)n-1 (1+i) = P(1+i)n

Por lo que el monto del interés compuesto estará dado por:

F = P(1+i)n ........................................................(6)

Ejemplos:

4) Si el monto al año 5 de un capital de $ 1,200.00 es igual a $10,000.00. ¿Cual será la tasa deinterés?.

F = P(1+i)n

i = (F/P)1/n -1

i = _________________________i = _________________________ anual.

5) Si la tasa de interés anual es de 47.3 %, ¿Que tiempo se requiere para que un capital setriplique?

F = P(1+i)n

Log F = n Log P(1+i)n = Log F / Log P(1+i)

= ________________________n = _______________ años.

6) Compare el interés devengado por $ 100.00 durante 10 años al 8 % anual con interés simple ycon interés compuesto anual.

Interés simple:

Fn = P[ 1 + ni]

F = _____________________F = $ ________ I = _____________

Interés compuesto:

F = P(1+i)n

F = ____________________F = $ __________ I = _____________

6.8) Valor presente y valor futuro :

La ecuación número (6) permite calcular el monto que resulta de una inversión (F), de un capitalprincipal (P), a una tasa de interés compuesto (i), para (n) períodos de tiempo.

F = P(1+i)n ........................................................(6)

P = F ........................................................(7)(1+i)n

donde:

P = Valor presente de la inversión.F = Valor futuro.i = Tasa de interés.n = Períodos de tiempo de la inversión.

Representando esquemáticamente lo anterior, se tiene que:

F 1 2 3 4 n-1

nP

Ejemplo:

7) Que cantidad de dinero tendrá una persona que invierte $50,000.00 durante un período de 10años a una tasa de interés del 40% anual.

De la ecuación (6) se tiene:

F = ______________ = _______________

6.9) Anualidades:

Es necesario con frecuencia, en muchos estudios de ingeniería económica, encontrar un sólo valorque corresponda en el futuro a la acumulación de una serie de pagos iguales que ocurren al finalde cada período de pago de una serie de períodos sucesivos anuales, como se observa en lasiguiente figura:

F

0 1 2 3 4 5 6 7 ............ n-1 nA A A A A A A A A

Serie de pagos anuales iguales, equivalente a la cantidad única en el futuro (F).

La suma de cantidades compuestas por los diferentes pagos puede calcularse empleando parar elloel concepto de pago único, por lo que se tendrá:

F = A(1) + A(1+i) +A(1+i)2 ......................... A(1+i)n-i ................(A)

La cantidad total (F) que tendrá en el futuro es igual a la suma de las cantidades futurasindividuales para cada pago (A). Multiplicando la ecuación anterior por ( 1 + i ) se obtiene:

F(1+i) = A(1+i) + A(1+i)2 +A(1+i)3.......................A(1+i)n-1 +A(1+i)n...........................................................................................(B)

Si se resta la primera ecuación (A) de la segunda (B) se obtiene:

F(1+i) = A(1+i) + A(1+i)2 +.............. A(1+i)n-1 + A(1+i)n

-F = -A(1) - A(1+i) - A(1+i)2 ................-A(1+i)n-i

Fi = -A(1) + A(1+i)n

donde:

F = A [(1+i)n -1] ..............................................(8)i

También en concepto de anualidades se utiliza cuando se hace hoy un depósito en cantidad igual a(P), a una tasa de interés anual (i). Si el depositante desea retirar su principal más los intereses enuna serie de cantidades iguales al final de cada año durante un período de (n) años. Al hacer elúltimo retiro no debe de quedar ninguna cantidad en el depósito.

. . . .

A A A A A A

P

0

El monto de la serie esta dado por la ecuación (8)

F = A [(1+i)n -1] i

y el valor actual de la misma serie es:

P = A + A + A + A + A (1+i) (1+i)2 (1+i)3 (1+i)n-1 (1+i)n

F = P(1+i)n

igualando, se tiene:

P(1+i)n = A [(1+i)n -1] i

despejando a (P)

P = A [(1+i)n -1] ............................................ (9) i(1+i)n

despejando (A)

A = P i(1+i)n ............................................(10) [(1+i)n -1]

La ecuación (10), sirve para determinar el valor de las anualidades.

6.10) Tasa de interés efectiva (J):

Normalmente las operaciones en donde los intereses no se capitalizan al final de un período deinversión (1 año), sino, que se realizan en períodos de tiempo menores, mensual, bimestral,trimestral, etc. Esto significa que cada mes se podrá disponer de intereses o bien reinvertir estos.

¿ Cual será el monto al año 1 de un capital colocado al 72 % de interés anual ? Si los intereses sepueden cobrar o reinvertir a) cada seis meses, b) cada cuatro meses, c) cada tres meses, d) cadados meses, e) cada mes y f) continuamente.

Solución:

a) cada 6 meses:

P P(1+i/2) P(1+i/2)(1+i/2)

0 ½ 1

F = P(1+0.72/2)² = 1.85 P

La tasa interna efectiva será:

J = I / P = (1.85 P- P) / P = 85 % anual

b) cada cuatro meses:

P(1+i/3) P(1+i/3)² P(1+i/3)3

0 1/3 2/3 1.0

F = P(1+0.72/3)3 = 1.91 PJ = I / P 1.91P-P / P 91 % anual.

c) cada tres meses:

P P(1+i/4) P(1+i/4)² P(1+i/4)3 P(1+i/4)4

0 ¼ ½ ¾ 1

F = P(1+0.72/4)4 = 1.94 P

J = I / P 1.94 P - P / P 94 % anual.

d) cada dos meses:

F = P(1+0.72/6)6 =1.97 P

J = I/ P = 1.97 P - P / P = 97 % anual.

e) mensualmente:

F = P(1+0.72/12)12 = 2.01 P

J = I / P = 2.01 P - P / P 101 % anual.

f) continuamente:

J = P(1+i/m)m - P ............................................(11)P

J = Lim [(1+i/m)m -1]m → α

= Lim [1+i/m]m - 1m → α

= Lim [(1+i/m)m/i]i -1m → α

J = ei - 1 ................................................................(12)

J = e0.72 - 1 = 105.4 % anual.

Por lo que respecta al monto para una tasa de interés efectiva, se tiene:

F = P(1+J)n = P[(1+(1+i/m)m - 1)]n

F = P(1+i/m)mn (13)

Si la composición es continua:

F = P(1+J)n = P(1+ei-1)n

F = P ein ......................................................(14)

El valor actual estará dado por:

P = F / ein ......................................................(15)

6.11) Pago de anualidades en forma continua:

Si se requiere conocer “A” en forma continua se tiene de la ecuación (8) que:

F = A [(1+i/m)nm -1]

m i m

F = A [(1+i/m)nm -1] i

si m α

F = A Lim [(1+i/m)nm -1] m α i

F = A Lim [((1+i/m)m/i)ni -1] m α i

F = A ein -1 ............................................(16) i

Ejemplo:

8) Cuanto se debe cobrar al terminar el mes por una entrega diaria de 200 mil millones de piescúbicos de gas a razón de 4.5 dlls. el millar de pies3 si la tasa de interés es del 1.0 % mensual.

A = _______________ =___________ dlls.

F = ______________________________

F = ________________ dlls.

6.12 Tasa de interés global:

Se llama tasa de interés global a aquella que se aplica directamente al principal y se divide entre elnúmero de períodos que se va a liquidar.Considere que un vehículo vale $ 45,000.00, y paga de enganche el 33 % ( $ 15,000.00 ), quedaun saldo de $ 30,000.00 a pagar en 36 mensualidades, con un interés global del 6 % mensual ¿Que cantidad pagará por mes ?

De a cuerdo a lo anterior las mensualidades serán igual a:

F

P A A A A A 0 1 2 3 35 36

30 000.00 x 6.0 = $ 5,000.00 por mes. 36

Ahora realizando los cálculos con la ecuación (10) se tiene:

A = P i(1+i)n ............................................(10) [(1+i)n -1]

A = 30000 x [.06(1.06)36 ] = 14,665.05 [(1.06)36 - 1 ] 7.14725

A = $ 2,051.84

Cantidad que debería de pagarse realmente, sin embargo con el interés global se paga $ 2,948.16más.

Por ensaye y error y la ecuación (10) se puede determinar el interés mensual que realmente cobranpor la compra del vehículo.

Ejemplo: Calcular el interés real del ejemplo anterior.

6.13) Principales Factores en la Ingeniería Económica:

Hasta el momento se ha realizado la revisión de las principales ecuaciones utilizadas en el análisiseconómico de proyectos de inversión en función de un capital principal (P), una tasa de interés (i),un valor futuro del capital (F) para (n) períodos de inversión y unas anualidades (A) que son pagoso retiros uniformes al final de un período de tiempo. Dentro de la Ingeniería Económica, se sueledividir a estas ecuaciones en seis factores principales, los cuales son:

6.13.1) Factor de pago único compuesto:

Es cuando se invierte un capital, P, al tiempo cero a una tasa de interés anual (i) a (n) períodos detiempo.

F

P 0 1 2 3 n-1 n

En donde (F) estará dado por la ecuación (6).

F = P(1+i)n

Donde el factor, (1+i)n, se le conoce con el nombre de factor de pago único compuesto y se ledesigna como (F/Pi, n). Por lo que la ecuación anterior se puede escribir como:

F = P(F/Pi, n)

6.13.2) Factor de valor presente para pago único:

La relación de la cantidad de pago único permite despejar el valor de P de la siguiente manera:

P = F[ 1 / (1 + i )n ]

A la relación [ 1 / (1 + i )n ] se le conoce con el nombre de factor de valor presente de pago únicoy se le designa con la siguiente expresión:

P = F(P/Fi, n)

6.13.3) Factor de pago para una serie de pagos compuestos iguales:

Cuando se requiere encontrar un valor constante, A, que corresponda en futuro a la acumulaciónde una serie de pagos iguales que ocurran al final de cada período de una serie de períodossucesivos anuales, se utiliza la ecuación (8).

F = A [(1+i)n -1] i

Gráficamente esto se representa de la siguiente manera:

F

0 1 2 3 4 5 6 7 ............ n-1 nA A A A A A A A A

Donde el factor resultante [(1+i)n - 1] / i, se conoce con el nombre de factor pago para una seriede pagos compuestos iguales y designa con la expresión (F/Ai, n).

F = A(F/Ai, n)

6.13.4) Factor para un fondo de amortización con una serie de pagos iguales:

De la expresión para una serie de pagos iguales compuestos (8), se puede despejar en valor de (A)como sigue:

A = F ( i ) / [(1+i)n -1]

El factor que resulta, ( i ) / [(1+i)n -1], se conoce como el factor de amortización de una serie depagos iguales y se designa con la expresión (A/Fi, n), este factor puede emplearse para encontrarlos pagos requeridos (A), al final de cada año, con los cuales se puede acumular una cantidadfutura (F).

6.13.5) Factor de recuperación de capital para una serie de pagos iguales:

Cuando se invierte un capital principal y se desea realizar una serie de retiros en cantidadesiguales al final de cada período de tiempo, para (n) períodos, se tiene:

. . . .

A A A A A A

P

0

La ecuación (10) nos permite determinar el valor de las anualidades:

A = P i(1+i)n . [(1+i)n -1]

El factor resultante, i/(1 + i)n / [(1 + i)n - 1] se le conoce con el nombre de factor de recuperaciónde capital para una serie de pagos iguales y se designa con la expresión (A/Pi, n).6.13.6) Factor de valor presente para una serie de pagos iguales:

Para encontrar que cantidad única debe de depositarse hoy de manera que puedan hacerse pagosiguales al final de los próximos años, P debe encontrarse en función de A, ecuación (9):

P = A [(1+i)n -1] i(1+i)n

El factor resultante [(1+i)n - 1] / i(1+i)n, se conoce con el nombre de factor de valor presente deuna serie de pagos iguales y se le designa con la expresión (P/Ai, n).

r = radioρ = densidadg = gravedadh = elevación de la columnaθ = ángulo de contactoσ=tensión interfacial (DINAS/cm)

PROCESOS DE RECUPERACIÓN TÉRMICA.-

Los procesos de recuperación térmica se aplican generalmente a yacimientos con aceite de altaviscosidad, la cual no permite que fluyan hacia los pozos productores.

Estos procesos se pueden dividir en dos grupos principales:

A)COMBUSTIÓN IN-SITUB)INYECCIÓN DE VAPOR