CAPITULO 1 GENERALIDADES

DIPLOMADO EN PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS

Los hidrocarburos se componen de sustancias

orgánicas descompuestas y modificadas químicamente.

Las bacterias y otros microorganismos atacan la materia orgánica muerta y en condiciones anaeróbicas (anóxicas) producen agua, dióxido de carbono, metano y querógeno. La diagénesis progresiva puede hacer que el querógeno capture petróleo, condensados o más gases, El metano creado por las bacterias en la primera fase de descomposición se denomina “gas biogénico”.

El término “querógeno” se utiliza para describir todas las formas de material orgánico insoluble que se encuentra en carbones y rocas sedimentarias. Existen tres clases de querógeno, según el tipo de moléculas biogénicas a partir de las cuales se ha formado:

El querógeno de tipo I: deriva principalmente de algas lacustres, Debido a que el

ambiente deposicional consiste en lagos de agua dulce anóxicos y terrestres, la aparición del querógeno de tipo I es bastante inusual. Los querógenos de tipo I tienen una gran capacidad generativa para los hidrocarburos líquidos.

Los querógenos de tipo ll: derivan de muchas fuentes muy diferentes, incluyendo las algas marinas (tanto de plantas como de animales: fitoplancton, zooplancton y otros microorganismos), el polen, las esporas, las ceras de las hojas, los fósiles, las resinas y otros lípidos de plantas. A pesar de tener orígenes muy diferentes, estos querógenos fueron colocados en el mismo grupo porque se producen en sedimentos marinos depositados en condiciones anóxicas y porque todos tienen grandes capacidades para generar hidrocarburos líquidos.

Los querógenos de tipo Ill: se componen de detritos terrestres orgánicos carentes de componentes de cera y grasa, principalmente la celulosa y la lignina de las plantas. Los querógenos de tipo lll tienen menor capacidad generativa que los de tipo Il y generalmente producen gas seco como el metano.

Generación de petrolero y modelado de cuencas

La degradación termoquímica del querógeno comienza a 50°C, produciéndose primero la captación de los componentes de gas y del petróleo liviano en un proceso denominado “maduración”.

En el comienzo, el proceso es extremadamente lento; no obstante, en lo sucesivo, a medida que los sedimentos se entierran cada vez a mayor profundídad, la velocidad de reacción se duplica con cada aumento de temperatura de 10°C. La tasa máxima de producción del petróleo se alcanza entre 100°C y 120°C. Cualquier aumento de temperatura posterior genera una degradación térmica irreversible del petróleo, lo cual produce componentes cada vez más livianos.

En general los petróleos crudos se clasifican en los siguientes tipos:

Petróleo negro Petróleo crudo de bajo encogimiento Petróleo crudo de alto encogimiento (volátil) Petróleo crudo cerca al crítico Esta clasificación se basa principalmente en

las propiedades del petróleo crudo incluyendo las propiedades físicas, composición, RGP, apariencia y diagrama de fase presión.-temperatura.

DESCRIBIR UNO DE LOS TIPOS DE PETROLEO

Petróleo Negro Cuando se produce, el petróleo negro

normalmente genera RGP`s entre 200–700 scf/STB y gravedades API de 15 a 40. El petróleo en tanque de almacenamiento es normalmente de color café

a verde oscuro.

Petróleo de Bajo Encogimiento Factor volumétrico de formación de

petróleo menor a 1.2 bbl/STB RGP menor a 200 scf/STB Gravedad del petróleo menor a

35° API Negro o coloreado profundamente

Petróleo Crudo de Alto Encogimiento (Volátil)

Factor volumétrico de formación de petróleo menor a 2 bbl/STB RGP entre 2,000–3,200 scf/STB Gravedades del

petróleo entre 45–55° API

Petróleo Crudo Cerca al Crítico

Se caracteriza por un alto RGP excediendo los 3,000 scf/STB con factor volumétrico de formación de

petróleo de 2.0 bbl/STB o mayor. La composición de petróleo no crítico es normalmente caracterizado por 12.5 a 20 mol% de heptano+, 35% o más de etano a

hexano, y el resto metano.

Sobre la base de los diagramas de fase y las condiciones del reservorio, los gases naturales pueden clasificarse en cuatro categorías:

Gas de condensación retrógrada

Gas condensado cerca al crítico

Gas húmedo

Gas seco

DESCRIBIR UNO DE LOS RESERVORIOS DE GAS

Reservorio de Gas con Condensación Retrógrada.

RGP entre 8,000 y 70,000 scf/STB. Generalmente, la RGP para un sistema condensado aumenta con el tiempo debido al goteo de líquido y la perdida de componentes pesados en el líquido. Gravedad

del condensado por encima de 50° API

Reservorio de Gas Condensado Cerca al Crítico.

Reservorio de Gas Húmedo RGP entre 60,000 y 100,000 scf/STB Gravedad del

petróleo de tanque de almacenaje sobre los 60° API Color agua blanca en el líquido Condiciones de

separador (presión y temperatura del separador) caen dentro de la región de dos fases.

Reservorio de Gas Seco

• Existencia de materia biológica que se pueda convertir

en hidrocarburos. Generación de querógenos mediante

descomposición anaeróbíca.

Fuente

• Expulsión.

• Migración. Reubicación

• Reservorio.

• Capa rocosa. Atrapamiento

• EI tiempo debe ser correcto. El tiempo

Las trampas estructurales se originan por movimientos tectónicos y tienen estructuras de pliegue o falla o, con mayor frecuencia, una combinación debido a que estas son generadas por la tectónica de compresión.

Las trampas estructurales sólo se forman por tectónica de fallas.

Los anticlinales son estructuras de pliegue formadas por compresión horizontal de [a corteza de la tierra. Un simple anticlinal no forma una trampa ya que no tiene ningún cierre en su eje. Sin embargo, si este anticlinal se comprime horizontalmente a lo largo de su eje, se forma un domo, con lo se genera un reservorio simple,

La sal es relativamente liviana, flexible y fácilmente deformable. Se deposita en cuencas de evaporitas y posteriormente es recubierta por secuencias gruesas de sedimentos clásticos. En dichas condiciones, la sal, al ser más liviana que las rocas de sobrecarga, tendrá una fuerza de flotabilidad ascendente y comenzará a migrar hacía áreas de menor presión. Con el tiempo y con capas de sal suficientemente gruesas se forman domos por el abultamiento de la sobrecarga.

Las trampas de falla a menudo son bloques de hundimiento rotados que se generan por tectónicas de dilatación y formación de grabens. Las fallas son comúnmente normales o lístricas con componentes de movimiento transversal. Las fallas deben sellar las formaciones, evitando que los hidrocarburos escapen hacia arriba en dirección los planos de falla. Las fallas de crecimiento componen una clase especial de fallas que frecuentemente forman buenos reservorios.

Las trampas estratigráficas tienen orígenes deposicionales y erosivos. Sin embargo, y como es común en geología, las trampas estratigráficas “puras” sin ningún tipo de control tectónico son muy inusuales y viceversa.

Las capas porosas y permeables en trampas controladas por depósito deben estar selladas o truncadas por capas impermeables.

Cuando los lechos inclinados se desgastan y posteriormente son recubiertos por capas horizontales, las capas inclinadas se truncan y, según se afirma, discrepan con respecto a las capas horizontales; se forma una discordancia angular

PONER NOMBRE A LOS GRAFICOS Y JUSTIFICAR

Trampas Estructurales

Anticlinales

Diapirismo salino

Trampas de falla

Trampas estratigráficas

Discordancia angular

Trampas o fallas