UNIDAD 2 : LEY DE LOS GASES PERFECTOS

La materia puede presentarse en tres estados: sólido, líquido y gaseoso. En este último

estado se encuentran las sustancias que denominamos comúnmente "gases".

GAS: Es un fluido que tiende a expandirse indefinidamente y que se caracteriza por su

pequeña densidad, como el aire, es decir, el estado de la materia en el que las moléculas están muy

separadas entre sí y las fuerzas intermoleculares no son capaces de conferir a la sustancia una forma

y volumen permanentes, está compuesto por metano en una cantidad que no excede el 90 o 95 % y

el resto es una sumatoria de otros gases como el nitrógeno, etano, butano, entre otros. Para fijar el

estado de un gas, se necesitan cuatro magnitudes: presión, volumen, temperatura y masa (o también,

número de moles). Estas magnitudes se relacionan entre sí mediante la aplicación al gas en estudio

de una ecuación de estado. Cuando se aumenta la temperatura o la presión de un gas, la interacción

entre las moléculas se hace más intensa.

LEY DE LOS GASES IDEALES: Es la ecuación de estado del gas ideal, un gas

hipotético formado por partículas puntuales, sin atracción ni repulsión entre ellas y cuyos choques

son perfectamente elásticos (conservación de momento y energía cinética). Según la teoría atómica

las moléculas pueden tener o no cierta libertad de movimientos en el espacio; estos grados de

libertad microscópicos están asociados con el concepto de orden macroscópico. Las moléculas de

un sólido están colocadas en una red, y su libertad está restringida a pequeñas vibraciones en torno

a los puntos de esa red; en cambio, las moléculas de un gas se mueven aleatoriamente, y sólo están

limitadas por las paredes del recipiente que las contiene.

Empíricamente, se observan una serie de relaciones entre la temperatura, la presión y el

volumen que dan lugar a la ley de los gases ideales, deducida por primera vez por Émile Clapeyron

en 1834. Se han desarrollado leyes empíricas que relacionan las variables macroscópicas en base a

las experiencias en laboratorio realizadas. En los gases ideales, estas variables incluyen la presión

(p), el volumen (V) y la temperatura (T). 

La ley de Boyle - Mariotte relaciona inversamente las proporciones de volumen y presión

de un gas, manteniendo la temperatura constante: P1. V1 = P2. V2 

La ley de Gay-Lussac afirma que el volumen de un gas, a presión constante, es directamente

proporcional a la temperatura absoluta: *

La ley de Charles sostiene que, a volumen constante, la presión de un gas es directamente

proporcional a la temperatura absoluta del sistema: *

* En ambos casos la temperatura se mide en kelvin (273 ºK = 0ºC) ya que no podemos dividir por

cero, no existe resultado.

De las tres se deduce la ley universal de los gases:

MODELO DE GAS IDEAL:

Todas las moléculas del gas ideal tienen las mismas masas y se mueven al azar.

Las moléculas son muy pequeñas y la distancia entre las mismas es muy pequeña.

Entre las moléculas, no actúa ninguna fuerza, y en el único caso que se influyen unas con

otras es cuando chocan.

Cuando una molécula choca con la pared el continente o con otra molécula, no hay perdida

de energía cinética.

La fuerza gravitatoria, que ejerce la tierra sobre las moléculas, se considera despreciable

por lo que a su efecto sobre el movimiento de las moléculas se refiere.

Las moléculas se mueven a tal velocidad que chocan con la pared del continente o entre si

antes de que la gravedad pueda influir de modo apreciable en su movimiento.

DENSIDAD DE UN GAS: En un determinado volumen las moléculas de gas ocupan

cierto espacio. Si aumenta el volumen (imaginemos un globo lleno de aire al que lo

exponemos al calor aumentando su temperatura), la cantidad de

moléculas (al tener mayor espacio) se distribuirán de manera que

encontremos menor cantidad en el mismo volumen anterior. Podemos

medir la cantidad de materia, ese número de moléculas, mediante una magnitud denominada

masa. La cantidad de moléculas, la masa, no varía al aumentar o disminuir (como en este caso)

el volumen, lo que cambia es la relación masa volumen. Esa relación se denomina densidad

(). La densidad es inversamente proporcional al volumen (al aumentar al doble el volumen,

manteniendo constante la masa, la densidad disminuye a la mitad) pero directamente

proporcional a la masa (si aumentamos al doble la masa, en un mismo volumen, aumenta al

doble la densidad).

EL VOLUMEN DE UN GAS: Refleja simplemente la distribución de posiciones de las

moléculas que lo componen. Más exactamente, la variable macroscópica V representa el espacio

disponible para el movimiento de una molécula. 

LA PRESIÓN DE UN GAS: Que puede medirse con manómetros situados en las paredes del

recipiente, registra el cambio medio de momento lineal que experimentan las moléculas al chocar

contra las paredes y rebotar en ellas. 

LA TEMPERATURA DE UN GAS: Es proporcional a la energía cinética media de las

moléculas, por lo que depende del cuadrado de su velocidad. 

GRAVEDAD ESPECÍFICA DE UN GAS: Es la relación entre el peso específico del aire o

gas y el del aire seco a la misma temperatura y presión.

HIDROCARBUROS: Constituyen la función fundamental de la química orgánica por la cual

se le llama también Función Madre o Soporte, debido a que los demás compuestos orgánicos se

consideran derivados de esta función. Los hidrocarburos son compuestos orgánicos binarios

formados por átomos de carbono e hidrógeno, se podría decir que constituye la función química

más importante.

PROPIEDADES DE LOS HIDROCARBUROS: La mayor parte de los productos de origen

petrolífero son mezclas más o menos sencillas en el caso de los gases, pero muy complejas al

tratarse de fracciones líquidas. Además, los productos comerciales, los cuales deben responder a

determinadas especificaciones, son generalmente mezclas de fracciones complejas: naftas,

carburantes para reactores, fueloils y aceites.

Las principales características son:

 A-      Tensión de vapor de los hidrocarburos puros, de las fracciones del petróleo y de sus mezclas.

 B-      Propiedades críticas. Temperatura y presión críticas.

 C-      Densidad

 D-      Propiedades térmicas: calor específico; coeficiente de compresión adiabática; calor latente de vaporización; entalpía y conductividad térmica.

  E-      Viscosidad

 F-      Potencia calorífica o poder calorífico

 G-     Número de octano

 H-      Índice de cetano

 I-         Puntos de congelación

 J-       Límites de explosividad y punto de inflamación

 K-      Tensión superficial

 L-       Solubilidad de los hidrocarburos y de los hidrocarburos en el agua.

 M-     Penetración y reblandecimiento de los asfaltos

 N-      Curvas de destilación

SUPOSICIONES A CONSIDERAR AL TRABAJAR CON UNA MEZCLA DE GASES

IDEALES

La mezcla se comporta como un gas ideal.

Cada componente de la mezcla se comporta en la mezcla como un gas ideal.

La presencia de otros gases no afecta las propiedades de un gas en particular.

No hay reacciones químicas entre los componentes (gases no reactivos).

PROPIEDADES DE INTERES

Composición de la Mezcla.

Peso Molecular (M) de cada componente.

Constante del gas en particular (R).

Calores Específicos Cp0 Cv0 de cada componente.

Constante de Relación de Calores Específicos (k) para cada elemento.

Análisis Gravimétrico: Se realiza cuando se conoce la masa de cada componente. Sea una

mezcla formada por N componentes, la masa total de la mezcla será la sumatoria de las masas de

todos los componentes.

Análisis Molar o Volumétrico: Se realiza cuando se conoce la composición molar de la

mezcla o el volumen parcial que ocupa cada gas en la mezcla.

Avogadro: En los gases a la misma presión y temperatura se cumple que sus proporciones

molares son iguales a las proporciones volumétricas. Sea una mezcla de gases ideales formada por

N componentes, los moles totales n de la mezcla será la sumatoria de los moles de cada

componente.

LEY DE AMAGAT: En 1893, Amagat formuló la siguiente ley que lleva su nombre: el volumen

total de un gas multicomponente es igual a la suma de los volúmenes parciales, que cada componente

ocuparía si éste fuera la única sustancia presente en la temperatura y la presión total de la mezcla. Por

ejemplo: Si VT es el volumen total del sistema y la mezcla contiene los componentes: A, B, C, D,....., y

siendo VA, VB, VC,.... los volúmenes parciales de cada componente, se tendrá: VT=VA+VB+VC+.....

Para una mezcla de gases ideales, el volumen de la mezcla es la sumatoria de los volúmenes

parciales de los componentes de la misma, este resultado se conoce como la regla de Amagat

PESO MOLECULAR APARENTE: Masa molecular de la mezcla definiremos como

masa molecular de una mezcla de gases a un número M que cumple con la relación:

La masa molecular aparente de la mezcla se puede calcular como el promedio de las masas

moleculares de los componentes, ponderados por sus fracciones molares respectivas.

Cuando se trata de mezclas no se habla de peso molecular sino de peso molecular aparente

y se calcula de acuerdo con la composición aplicando la ecuación:

Ma = Σxi.Mi (2)

Donde:

Xi: fracción molar del componente i respectivamente.

Mi: peso molecular del componente i respectivamente.

Ma: peso molecular aparente.

De igual manera si se quiere expresar la composición en porcentaje por peso se aplica la ecuación:

(3)

GASES REALES: Un gas real ya no es considerado como gas ideal, los gases reales se comportan

de modo diferente a los gases ideales, para el estudio de los gases reales si tomamos en cuenta

muchos aspectos que no se consideraba en los gases ideales por ejemplo en estos ya no

consideramos insignificante al volumen ocupado por las moléculas. Básicamente la desviación de

los gases reales de las condiciones de la ley de gas ideal se incrementa a medida que crece la

presión y temperatura y varía ampliamente con la composición del gas. PV= znRT

EL FACTOR Z DE LOS GASES REALES: Es la relación del volumen real de un gas respecto

del volumen ideal o teórico que este gas presenta. En realidad Z corrige los valores de presión y

volumen leídos para llevarlos a los verdaderos valores de presión y volumen que se tendrían si el

mol de gas se comportara a la temperatura T como ideal. Z se conoce como factor de

supercompresibilidad, y depende del tipo de gas y las condiciones de presión y temperatura a que se

encuentra; cuando éstas son bajas, próximas a las condiciones normales, Z se considera igual a uno.

Cuando se trata de gases reales, la presión indicada por el registrador de presión es menor

que la presión a la que se encontraría el gas si fuera ideal pues hay que descontar las interacciones

entre las moléculas y por otra parte el volumen disponible para el movimiento de las moléculas es

menor que el volumen del recipiente pues no se puede despreciar el volumen ocupado por las

moléculas.

P.V = Z.R.T

P: presión absoluta.

V: volumen.

R: constante universal de los gases.

T: temperatura absoluta.

Z se puede considerar como un factor de corrección para que la ecuación de estado se pueda seguir

aplicando a los gases reales

SIGNIFICADO DEL VALOR Z < 1: Un valor para Z ≠ 1 significa que el elemento en cuestión es

Real, y no ideal. En este caso cuando Z < 1 significa que el elemento no es un gas ideal si no real.

LEY DE LOS ESTADOS CORRESPONDIENTES: Las reglas de las fases indican que la

presión, volúmenes específicos y temperatura de un fluido de composición constante están

interrelacionados y no se necesita ninguna otra información acerca de las propiedades de fluido para

determinar una variable si se conoce las otras dos. Esto es una función matemática:

F (P, V, T) x = 0

Que indica que si se conocen dos de tres propiedades P - V - T, entonces la tercera solo

puede tener un valor: v = F (P, T) = 0.

Las expresiones mencionadas anteriormente, pueden ser muy complicadas de usar como en

el caso de la ecuación virial de Benedict o demasiado simple como la ecuación del gas ideal pues no

implica el uso de constantes específico para el gas considerado. Sin embargo, muchos

investigadores han propuesto que si se pudiera eliminar las constantes específicas de las ecuaciones

de estado esto daría como resultado una ecuación de uso más general y aplicable a muchos

compuestos de estructura y composición química semejante. Esto se logra escribiendo las

ecuaciones de estado en función de parámetros P-V-T reducidos en lugar de las cantidades

absolutas.

DIFERENCIAS ENTRE GAS IDEAL Y UN GAS REAL

Para un gas ideal la variable "z" siempre vale uno, en cambio para un gas real, "z"

tiene que valer diferente que uno.

La ecuación de estado para un gas ideal, prescinde de la variable "z" ya que esta

para un gas ideal, vale uno. Y para un gas real, ya que esta variable tiene que ser

diferente de uno, así que la formula queda de esta forma: p. V = z.n.R.T.

La ecuación de Van der Waals se diferencia de las de los gases ideales por la

presencia de dos términos de corrección; uno corrige el volumen, el otro modifica

la presión.

Los gases reales, a presiones y temperaturas cercanas a las ambientales, actúan

como gases ideales.

UNIDAD 3 : YACIMIENTOS DE GAS

YACIMIENTOS DE GAS

Los yacimientos de gas natural se definen por la ubicación de la presión y la temperatura inicial en un diagrama de presión - temperatura se subdividen en yacimientos de gas seco, gas húmedo y

gas condensado.

CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS DE GAS

Yacimientos de gas seco.-

Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están

constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no

condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja atracción, no alcanzan la

forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de almacén.

Yacimientos de Gas Húmedo.-

Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura cricondentermica y

están formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no se condensan en el reservorio pero

si lo hacen en superficie ( en el separador

Como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas mas pesadas

originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte de este gas en líquido esto

se muestra en la figura

Yacimiento de gas condensado.-

Estos están constituidos por los fluidos tal que por su expansión isotérmica a la temperatura del

reservorio en el mismo que puede o no revaporizarse al continuar el proceso, se puede hablar en

este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión se

condensa estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un liquido inmóvil, esto ocasiona una

disminución de la producción de líquidos.

Yacimiento de Gas Condensado

Los yacimientos de gas condensado son aquellos que están formados, o contienen un gas

condensado. Un gas condensado es un fluido monofásico en condiciones de yacimiento

originales. Está compuesto principalmente de metano [C1] y de otros hidrocarburos de cadena

corta, pero también contiene hidrocarburos de cadena larga, denominados fracciones pesadas. Bajo

ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases, una gaseosa y

otra líquida, lo que se conoce como condensado retrógrado .

El yacimiento de gas condensado presenta condensación retrógrada a presiones por debajo de la

presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica de la mezcla . En este

caso las relaciones gas-líquido son superiores a 3200 PCN/BN .

Los diferentes tipos de yacimientos pueden clasificarse de acuerdo con la localización de la

temperatura y presión iniciales del yacimiento con respecto a la región de dos fases (gas y

petróleo) en los diagramas de fases que relacionan temperatura y presión.

Fig. 1. Diagrama de fases de un yacimiento de gas condensado

En la figura 1, el punto A se encuentra en la zona de yacimiento de gas porque posee una

temperatura mayor a la temperatura crítica, lo que significa que el fluido se encuentra en estado

monofásico denominado fase gaseosa. A medida que la presión disminuye debido a la producción,

la composición del fluido producido será la misma que la del fluido del yacimiento de gas seco, y

permanecerá constante hasta alcanzar la presión del punto de rocío punto A1 . Por debajo de esta

presión, se condensa líquido del fluido del yacimiento en forma de rocío; de allí que este tipo de

yacimiento comúnmente se le denomine yacimiento de punto de rocío. Debido a esta

condensación, la fase gaseosa disminuirá su contenido líquido. Como el líquido condensado se

adhiere al material sólido o paredes de los poros de la roca, permanecerá inmóvil . Por

consiguiente, el gas producido en la superficie tendrá un contenido líquido menor, aumentando la

relación gas-petróleo de producción. Este proceso, denominado condensación retrógrada,

continúa hasta alcanzar un punto de máximo volumen líquido, punto A2. Se emplea el término

retrógrado porque generalmente durante una dilatación isotérmica ocurre vaporización en lugar de

condensación, una vez que se alcanza el punto de rocío, debido a que la composición el fluido

producido varía, la composición del fluido remanente en el yacimiento también cambia, y la curva

envolvente comienza a desviarse. El diagrama de fases representa una mezcla de hidrocarburos.

Lamentablemente, para la recuperación máxima de líquido, esta desviación es hacia la derecha, lo

que acentúa aún más la pérdida de líquido retrógrado en los poros de la roca del yacimiento. Si

ignoramos por el momento esta desviación en el diagrama de fases, la vaporización del líquido

formado por condensación retrógrada (líquido retrógrado) se presenta a partir de A2 hasta la

presión de abandono. Esta revaporización ayuda a la recuperación líquida y se hace evidente por la

disminución en las razones gas-petróleo en la superficie. La pérdida neta de líquido retrógrado es

evidentemente mayor para:

1. Menores temperaturas en el yacimiento

2. Mayores presiones de abandono

3. Mayor desviación del diagrama de Fases hacia la derecha.

Lo cual es, naturalmente, una propiedad del sistema de hidrocarburos. En cualquier tiempo, el

líquido producido por condensación retrógrada en el yacimiento está compuesto , en gran parte,

de un alto porcentaje (por volumen) de metano y etano , y es mucho mayor que el volumen de

líquido estable que pudiera obtenerse por condensación del fluido del yacimiento a presión y

temperatura atmosférica. La composición del líquido producido por condensación retrógrada

cambia generalmente a medida que la presión disminuye.

Yacimientos de Gas-Petróleo:

Son aquellas acumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas en la parte más alta de la trampa. La

presión ejercida por la capa de gas sobre la del petróleo es uno de los mecanismos que contribuye al flujo

natural del petróleo hacia la superficie a través de los pozos.

Cuando baja la presión y el petróleo  ya no puede subir espontáneamente, puede inyectarse gas desde la

superficie a la capa de gas del yacimiento, aumentando la presión y recuperando volúmenes adicionales de

petróleo.

CONTENIDO LÍQUIDO DE UN GAS.

También se conoce con el nombre de "Riqueza de un Gas". Se define como

el número de galones de líquido que pueden obtenerse de 1.000,0 pies cúbicos normales de gas procesados.

Se expresa generalmente por el símbolo GPM.

En la práctica es común recuperar en estado liquido, únicamente el propano

y compuestos más pesados de un gas, no es común considerar el metano y etano

al calcular el contenido de líquido, GPM

YACIMIENTOS DE GAS ASOCIADO

El gas que se produce en los yacimientos de petróleo, el gas-petróleo y de condensado, recibe el

nombre de gas asociado*, ya que se produce conjuntamente con hidrocarburos líquido.

YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO

En estos yacimientos de hidrocarburos están en  estado gaseoso, por características específicas de

presión, temperatura y composición. El gas está mezclado con otros hidrocarburos líquidos; se dice

que se halla en estado saturado. Este tipo de gas recibe el nombre de gas húmedo*. Durante la

producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo

líquido, el cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros queda atrapado y no puede

ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimiento.

YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO

Estos yacimientos producen condensación retrógrada en el yacimiento a   presiones por debajo de la

presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica . El gas al disminuir la presión se

condensa. Estos tipos de yacimientos también pueden ubicarse de acuerdo con la localización de la temperatura y

presión iníciales del mismo con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo) en los diagramas de fases que

relacionan estas dos variables. Cuando la presión y la temperatura caen dentro de la región de dos fases, existirá una

zona de petróleo con una capa de gas en la parte superior. La zona de petróleo producirá como un yacimiento de

petróleo de punto de burbujeo y la capa de gas como un yacimiento monofásico de gas o como un yacimiento

retrogrado de gas.

YACIMIENTOS DE GAS SECO En éstos el gas es el

producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al

producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura.

El gas se genera gracias a un proceso de expansión, parecido al que ocurre en las bombonas, donde

la cantidad de gas está relaciona da con la presión del envase

 Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica, además están constituidos por metano, con

rastros de hidrocarburos superiores como también Están constituidos por hidrocarburos que, aún

en superficie y a presión y temperatura de tanque, no condensan. Poseen alta energía cinética de sus moléculas

y baja atracción de las mismas..

YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO

Estos yacimientos producen condensación retrógrada en el yacimiento a   presiones por debajo de la

presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica . El gas al disminuir la presión se

condensa. Estos tipos de yacimientos también pueden ubicarse de acuerdo con la localización de la temperatura y

presión iníciales del mismo con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo) en los diagramas de fases que

relacionan estas dos variables. Cuando la presión y la temperatura caen dentro de la región de dos fases, existirá una

zona de petróleo con una capa de gas en la parte superior. La zona de petróleo producirá como un yacimiento de

petróleo de punto de burbujeo y la capa de gas como un yacimiento monofásico de gas o como un yacimiento

retrogrado de gas.

YACIMIENTOS DE GAS SECO En éstos el gas es el

producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al

producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura.

El gas se genera gracias a un proceso de expansión, parecido al que ocurre en las bombonas, donde

la cantidad de gas está relaciona da con la presión del envase

 Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica, además están constituidos por metano, con

rastros de hidrocarburos superiores como también Están constituidos por hidrocarburos que, aún

en superficie y a presión y temperatura de tanque, no condensan. Poseen alta energía cinética de sus moléculas

y baja atracción de las mismas..

YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO

En estos yacimientos de hidrocarburos están en estado gaseoso , por características

específicas de presión, temperatura y composición. El gas está mezc lado con o t ros

h id rocarburos l í qu idos ; s e d i ce que s e ha l la en e s tado saturado . Este tipo de gas recibe

el nombre de gas húmedo*.

Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en

petróleo líquido , el cual al unirse en forma de película a las  paredes de los poros queda

atrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del

yacimiento .

Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica y están constituidos por hidrocarburos livianos a

intermedios que no condensan a condiciones de yacimiento pero si a condiciones de separador.

.

PRESIÓN EN EL FONDO DE POZO (BOTTOMHOLE PRESSURE).

Es la presión al fondo del pozo. Es causada por la presión hidrostática del fluido dentro del pozo y

cualquier presión (o contrapresión) en la superficie, tal como ocurre cuando el pozo está cerrado

con un BOP (blowout preventers). Cuando el lodo esta siendo circulado, la bottomhole pressure es

la presión hidrostática mas la presión de circulación requerida para mover el lodo por el anular. Es

la presión en un pozo, en un punto inmediatamente opuesto a la formación productiva, la cual es

registrada por un medidor de presión.

PRESION DE FONDO DE POZO DE GAS La presión de

fondo es la presión que se puede generar en el fondo del pozo y esta va en contraposición a la presión de yacimiento

de gas .En caso de existir esta presión, la misma va a dificultar el movimiento del fluido del yacimiento hacia el pozo.

Esta presión es generada por el yacimiento de gas y ofrece resistencia ya que no permite fluir con facilidad. La presión

de fondo fluyente, es la presión que se encuentra en el fondo del pozo y debería de ser menor a la del yacimiento para

que los fluidos puedan ascender de forma más fácil.

Sin embargo cuando el flujo es abierto absoluto (AOF), puede que algunas delas presiones conjugadas

no ejerza ningún efecto, es decir prácticamente no existen.

PRESIÓN DE FONDO ESTÁTICA

Es la presión de un yacimiento a condiciones estáticas, es decir, cuando no existe movimiento de

fluidos dentro del mismo y todas las fases se encuentran en equilibrio. Esta presión se mide en el

fondo de un pozo a nivel de la zona del cañonéo, cuando éste se ha permanecido cerrado durante

el tiempo suficiente hasta estabilizarse.

La presión estática, es la presión que se puede genera en el fondo del pozo y esta va en

contraposición a la presión de yacimiento. En caso de existir esta presión, la misma va a dificultar

el movimiento del fluido del yacimiento hacia el pozo. Esta presión es generada por el yacimiento y

ofrece resistencia ya que no permite fluir con facilidad.

Presión de fondo fluyente

La presión de fondo fluyente. Es la presión que se encuentra en el fondo del pozo y debería ser

menor a la del yacimiento para que los fluidos puedan ascender de forma más fácil.

Presiones de Fondo Fluyente (PFW) en Pozos de Gas

La presión de fondo fluyente (PWF): es la presión que se mide en el fondo de un pozo a nivel de

la zona de disparos, a condiciones de flujo gobernado por un estrangulador. Los

estranguladores son dispositivos mecánicos que se utilizan en los pozos para provocar una

restricción al flujo, con objeto de controlar el aporte de agua y arena proveniente de los

yacimientos. Generalmente los estranguladores se colocan en la superficie en el árbol de

válvula o en el cabezal recolector a la llegada de cada pozo, pero también se pueden colocar dentro

del pozo en la boca del aparejo de producción.

CLASIFICACION DE YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO

1. Yacimientos Subsaturados: Son aquellos yacimiento cuya presión inicial es mayor que la de

rocío. La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa con deficiencia de líquido en solución.

Durante el agotamiento de presión, la composición del gas condensado permanece constante hasta

alcanzar la presión de rocío, lo mismo la relación gas condensado en superficie.

2. Yacimientos Saturados: La presión inicial es igual a la presión de rocío . La mezcla se encuentra

inicialmente en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal de líquido. Tan pronto

disminuye la presión del yacimiento ocurre formación de líquido en el mismo, a este líquido se le llama

condensado retrógrado.

3. Yacimiento de Gas Condensado CON Condensación Retrógrada en el yacimiento.

Estos yacimientos se caracterizan por la formación de condensado retrógrado en el yacimiento al caer

la presión por debajo de la presión de rocío retrógrada. Debido a que los primeros componentes que

se condensan son los menos volátiles (más pesados), el rendimiento de líquido de la mezcla de

hidrocarburos producida disminuye con tiempo (a medida que la presión del yacimiento cae por debajo

de la presión de rocío)

4. Yacimientos de Gas Condensado SIN Condensación Retrógrada en el yacimiento.

En estos yacimientos la presión se mantiene igual o superior a la presión de rocío retrógrada, no

ocurre condensación retrógrada en el yacimiento. La composición de la mezcla de hidrocarburos

producida no varía y el rendimiento de líquido en superficie permanece aproximadamente constante.

Este comportamiento es similar al de los yacimientos de gas húmedo. La presión de un yacimiento de

gas condensado se mantiene por encima de la presión de rocío retrógrada cuando está asociado a un

acuífero activo o está sometido a un proceso de mantenimiento de presión.

GRADIENTE DE PRESIÓN EN UN POZO DE GAS

Es como se denomina a la diferencia de presión entre dos puntos. La atmósfera, al ser un fluido y

no encontrarse aislado de su entorno, no es una masa homogénea y su forma varia. De esta

manera la presión atmosférica se distribuye de manera desigual por la superficie de nuestro

planeta. Esa diferencia entre diferentes puntos de la superficie es el gradiente .El gradiente de

presión del gas puede ser calculado como por 144, psi/ft. Con la combinación de un solo punto de

presión y el gradiente, es posible realizar las líneas de presión – profundidad, las cuales se

interceptan con las líneas de gas localizadas en el contacto crudo – gas. La definición de gradiente

de presión indica, que se entiende por gradiente de presión al vector perpendicular a la isobara o la

superficie isobárica y dirigido hacia valores bajos de presión, también se dice que el gradiente de

presión es la diferencia de presión entre dos puntos Para el cálculo del gradiente en un pozo de

gas seco se requiere determinar la densidad del gas a la presión y temperatura operación , y a la

profundidad a la cual se desea el gradiente En términos generales, se sabe que la densidad

incrementa su valor, con la profundidad, esto se debe al aumento de la columna de gas. Lo cual,

se compensa en forma parcial por la disminución de la densidad a medida que aumenta la

temperatura con la profundidad. En un margen de aproximaciones de medidas, se puede asumir

una densidad constante, para extrapolaciones de hasta más o menos 500 pies (P).Luego se puede

señalar que un gradiente de presión es la variación de la presión en función de la profundidad del

pozo.

CONDICIONES ÓPTIMAS PARA LA SEPARACION PETROLEO-GAS

Hay dos fases de hidrocarburos en el yacimiento, gas saturado, petróleo y gas liberado. Durante la

producción en la superficie el gas liberado va a ser envuelto por la fase liquida y el gas total de

producción en la superficie, tendrá dos componentes; el gas el cual estuvo libre en el yacimiento, y

el gas liberado del petróleo durante la producción. Estos componentes separados son

indistinguibles en la superficie y el problema es, por ende, como dividir la producción del gas en la

superficie observada, en volúmenes de gas liberado y gas disuelto a condiciones del yacimiento.

Debajo del punto de presión de burbuja hay una complicación adicional en que la solución de gas

liberada viaja a una diferente velocidad que el petróleo líquido cuando ambos están sujetos a la

misma presión diferencial. Como se mostrara la velocidad de flujo de un fluido en un medio poroso

es inversamente proporcional a la viscosidad del fluido. Típicamente la viscosidad del gas en el

yacimiento es alrededor de cincuenta veces más pequeña que el petróleo líquido y

consecuentemente, el gas fluye a velocidades mucho más grandes. Como un resultado, es normal,

cuando la producción de un yacimiento en el cual hay una saturación de gas libre, que el gas se

producirá en cantidades desproporciónales en comparación al petróleo. Esto es un barril de petróleo

puede ser producido junto con un volumen de gas que exceda grandemente el volumen originalmente disuelto

por barril de petróleo sobre la presión del punto de burbuja. Control en la relación de volúmenes de

producción en la superficie al retirado del subsuelo. Se gana por la definición de los siguientes tres parámetros

PVT, los cuales pueden ser medidos por experimentos de laboratorio realizados en muestras de petróleo del

yacimiento mas ese originalmente gas disuelto.

En la separación de gas y petróleo es muy importante considerar la expansión que se produce

cuando el gas se desprende del petróleo y la función que desempeña la presión. Además, en el

interior del separador, a través de diseños apropiados, debe procurarse el mayor despojo de

petróleo del gas, de manera que el gas salga lo más limpio posible y se logre la mayor cantidad

posible de petróleo. La separación para una, dos o tres etapas está regulada por factores tales

como la presión de flujo en el cabezal del pozo, la presión con que llega a la estación, la relación

gas-petróleo, la temperatura y el tipo de crudo.

RAZÓN GAS – PETRÓLEO

Relación gas-petróleo ( RGP ), es el volumen en m3 de gas por m3 de petróleo producido o en

pies cúbicos de gas por barril de petróleo producido, a condiciones estipuladas en la superficie

( PCN/BN ).

Rs: la relación gas petróleo de solución, el cual es el numero de pies cúbicos estándar de gas el cual puede ser disuelto

en un barril estándar de petróleo cuando ambos son llevados a las condiciones prevalecientes en el yacimiento de

presión y temperatura.

PRESIÓN ÓPTIMA DE SEPARACIÓN

es aquella que produce la menor liberación de gas,

el crudo con mayor gravedad API y

el menor factor volumétrico de formación del petróleo.

Factor volumétrico de formación del petróleo (βo ) es la relación entre el volumen de petróleo con

gas disuelto, a condiciones de yacimiento ( P y T), con el volumen que ocupa esa cantidad de

petróleo a condiciones de superficie (60 °F y 14,7 lpca)

Factor volumétrico de formación del gas (βg): es la relación entre el volumen de gas a

condiciones de yacimiento (P y T) con el volumen que ocupa esa misma cantidad de gas a

condiciones de superficie (60 °F y 14,7 lpca).

CÁLCULO DE LA GRAVEDAD DEL GAS

Para gases, la gravedad específica se define como la densidad del gas dividida por la densidad del

aire a la misma temperatura y presión. Como la gravedad del gas se mide generalmente a

condiciones normales, tanto el gas como el aire se comportan como gases ideales.

P.Mg Dg R.T Mg MgGEg =--------- = ------------------ = -------- = ---------- Da P.Ma Ma 28.96 R.T

PRESIÓN DE SEPARACIÓN

Los tipos de separación gas-líquido que ocurren durante la producción de gas condensado desde el

yacimiento hasta los separadores son : Diferencial e Instantánea (Flash).

Separación Diferencial Por

definición, separación diferencial es aquella donde la composición total del sistema varía

durante el proceso. En este caso el gas separado es removido parcial o totalmente del

contacto con el condensado retrógrado. Inicialmente la celda tiene una cierta cantidad de

gas condensado a una presión mayor o igual a la de rocío ( P1 >Proc.) y a una temperatura

T. Se expande el gas hasta alcanzar una presión P2-

Separación Instantánea En la

separación instantánea todo el gas permanece en contacto con el líquido, lo que significa

que la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de

presión. La disminución de presión durante el proceso se obtiene retirando el pistón de la

celda. Más líquido se condensa en la separación instantánea que en la diferencial debido

a que en la separación instantánea permanece mayor cantidad de gas en el sistema del

cual más y más componentes pesados se pueden condensar al disminuir la presión.

El proceso de separación gas-líquido en el yacimiento depende de la saturación de condensado

retrógrado. Al disminuir la presión del yacimiento por debajo de la presión de rocío, el líquido

condensado permanece inmóvil en contacto con el gas hasta alcanzar una saturación mayor que la

crítica. El gas remanente se moverá hacia los pozos de producción y la composición del sistema

gas-líquido estará cambiando contínuamente. Bajo estas condiciones, el proceso de separación

será tipo diferencial con la fase líquida inmóvil y la gaseosa moviéndose continuamente.

En las tuberías de producción, líneas de flujo y separadores las fases gas y líquido se mantienen

en contacto sin cambio apreciable en la composición total del sistema, y en agitación permanente

lo cual permite el equilibrio entre las fases. Bajo estas condiciones, el proceso de separación es

tipo instantáneo (flash).

Comportamiento de fases en muestras de gas condensado Gas Condensado, PVT.

Un gas condensado es un tipo de fluido que se encuentra en fase gaseosa dentro del yacimiento.

Cuando ocurre una disminución de presión, se produce una condensación de líquidos proveniente

del gas en forma de fase líquida libre en el yacimiento. Los gases condensados se caracterizan por

una relación gas/líquido (RGP) que oscila entre los 3.000 a 150.0000 PCN/BN, con una

gravedad API del líquido que se encuentra en un rango desde los 40 a 60° API, aunque gravedades

tan bajas como 29° API han sido reportadas. El color solo no es un buen indicador para poder

distinguir si se está en presencia de un condensado o petróleo. El condensado de 29° API fue de

color negro. Los condensados con una alta gravedad API presentan un color cristalino (como el

agua). Normalmente no se esperan comportamientos retrógrados dentro de un yacimiento a

presiones por debajo de las 2.500 lpca. A estas relativamente bajas presiones, el condensado

presenta colores muy ligeros y de alta gravedad API. Las bajas gravedades y colores más oscuros en

los condensados, son indicadores de que los mismos contienen alta proporción de componentes

pesados en la mezcla. Altas presiones son necesarias para vaporizar los hidrocarburos pesados, en

consecuencia, un yacimiento que produzca un condensado muy oscuro es indicativo que el mismo

tenga una alta presión de rocío. El diagrama de fase característico de estos fluidos se puede ver en la

Figura No. 1.

Las muestras de gas condensado casi siempre son tomadas del separador y son recombinadas

de acuerdo a una relación gas/petróleo. Los pozos de petróleo son acondicionados para realizar

tomas de muestras de fondo, mediante  una reducción de la tasa de producción por cierto período

de tiempo y luego son cerrados hasta alcanzar la presión estática del yacimiento. Si se intentara

acondicionar un pozo de gas condensado de la misma manera, encontraría que el líquido

condensado se precipitaría al fondo del pozo, tan pronto como se cierre el pozo. La muestra de

fondo solo podría recuperar una muestra de líquido; este líquido podría presentar punto de burbuja

en vez de un punto de rocío. La composición del líquido va a ser totalmente diferente al fluido

original del yacimiento.

Para obtener muestras representativas de fluidos provenientes de pozos de gas condensado, el pozo

debería producir a una tasa igual o ligeramente mayor a la mínima tasa de producción estable. Sin

embargo, si el pozo se encuentra produciendo a una tasa de producción estable por un período de

tiempo prolongado y la tasa no es excesiva, es generalmente mucho mejor utilizar esta que estar

ajustando a la tasa mínima de producción estable. El factor más importante en la prueba de flujo

es la estabilización. Esta debe incluir una estable presión de cabezal, producción de gas y líquidos

estabilizada. Para pozos que producen con una presión de fondo fluyente por debajo de la presión

de rocío, la saturación y composición de fluidos en el área de drenaje debe ser también estabilizada.

Una vez que la estabilización es alcanzada, como un barril de líquido se condensa en el yacimiento

cercano a la vecindad del pozo, otro barril de líquido debe entrar en la vecindad del pozo. De esta

manera, las saturaciones y composiciones en los alrededores del pozo no cambian.  Si la tasa de

producción es cambiada, se necesitarían hasta 3 meses para re-estabilizar el pozo. Una vez

alcanzada la estabilización, la tasa de producción de gas y líquido debe ser medida por 48 horas o

más antes de realizar el muestreo.

Figura No. 1. Diagrama de Fases para un yacimiento de Gas Condensado

Como en el caso de los yacimientos de  petróleo, en los yacimientos de gas condensados las

muestras deben ser tomadas en los primeros días de producción del yacimiento, antes de que

ocurra una pérdida de presión importante . Una vez la presión de yacimiento declina por debajo de

la presión de rocío original, no es posible obtener muestras representativas del fluido original del

yacimiento. Cuando la presión de yacimiento tiene una caída por debajo de la presión de rocío, se

empieza a formar líquido retrógrado dentro del yacimiento. Inicialmente este líquido no tiene

permeabilidad, y solo el gas remanente fluye hacia el pozo. Si se toma una muestra de fluido bajo

estas condiciones de flujo, y el gas es posteriormente recombinado con el líquido a  la RGP con la

que produce el mismo, la presión de rocío de la mezcla debería ser igual a la presión actual del

yacimiento. Como la caída de presión en el yacimiento continua, más y más líquido retrógrado se

condensa dentro de la formación, hasta que llega a un punto de saturación específico –generalmente

llamado saturación crítica de condensado– cuando este líquido retrógrado empieza a fluir hacia el

pozo (Ver Figura No. 2). Si el pozo es probado y se toman muestras de fluido bajo estas

condiciones, la presión de rocío obtenida después de la recombinación puede ser mayor que la

presión actual del yacimiento, e inclusive, considerablemente mayor que la presión original de

yacimiento. Cuando la muestra recombinada del fluido del yacimiento es examinada, siempre se va

a observar una proporción de líquido libre en la celda PVT. La cantidad relativa de gas en la

celda con respecto a la cantidad de líquido es generalmente interpretada como una medición de la

razón de movilidad en el yacimiento, en los límites del área de drenaje.

Un estudio de un fluido condensado debe incluir la composición del gas en el separador, el líquido

en el separador, y la recombinación del fluido de yacimiento. En el pasado, estas composiciones

eran reportadas hasta el hexano, con un C7+ como única fracción pesada en la mezcla. Es

recomendable que las composiciones estén reportadas hasta los decanos como mínimo y los

undecanos y más pesados agrupados en un solo componente, para facilitar el modelado

composicional de los yacimientos de gas condensados. Como se ha indicado en otros artículos, los

más sofisticados laboratorios usan cromatógrafos de alta tecnología, lo que permiten reportar las

composiciones PVT hasta el C30 y mayores. Adicional a esto, el análisis de fluido debe incluir una

medición del punto de rocío, la compresibilidad del fluido por encima del punto de rocío y los

volúmenes de gas y líquidos por debajo del punto de rocío durante la prueba de expansión a

composición constante. Finalmente, el estudio de fluido debe reportar un análisis de agotamiento de

presión, es decir, que se observe los cambios en la composición del gas en un proceso de

agotamiento de presión a volumen constante, donde el factor de desviación de gas producido, el

factor de compresibilidad bifásico del fluido y el volumen de líquido remanente dentro de la celda

deben ser medidos en cada etapa de declino de presión. El factor de compresibilidad bifásico del

fluido no es muy comprendido por la mayoría de los ingenieros de yacimiento, pero una de sus

principales usos está en la ecuación de balance de materiales composicional (P/Z2f vs. Gpt) para el

cálculo de gas original en sitio y reservas recuperables. El factor de compresibilidad monofásico es

utilizado en casi todos los yacimientos para el cálculo de reservas. El factor de desviación usado

debe ser el factor de desviación de todos los hidrocarburos que permanecen en el yacimiento. Esta

incluye la fase remanente de gas y la fase del líquido retrógrado. El factor de compresibilidad

bifásico proporciona esta información. Para yacimientos de gas condensado de bajo ANP, el uso de

un factor de compresibilidad de gas incorrecto no causará un error serio de cálculos, pero el empleo

de un factor de compresibilidad de gas incorrecto en un yacimiento de gas condensado rico causará

errores serios y generalmente conducirá a un error considerable en la estimación de reservas.

¿ POR QUÉ SE PRODUCE LA CONDENSACIÓN RETRÓGRADA?

Resumidamente, la "anomalía" de la condensación retrógrada se manifiesta en:

1. La condensación de líquido durante la expansión de un gas a temperatura constante (Donde el fenómeno "normal" es la condensación durante la compresión del gas).

2. La condensación de líquido durante el calentamiento de un gas a presión constante (Donde el fenómeno "normal" es la condensación durante el enfriamiento del gas).

Para introducir estos fenómenos no vamos a recurrir a los diagramas PT (donde la demostración es clara pero algunos conceptos físicos pueden quedar ocultos). En realidad vamos a tratar de emplear al sentido común para mostrar que la condensación retrógrada es un proceso "normal". 

Cuando hay dos fases fluidas en un sistema, es muy fácil decidir cuál es el líquido y cuál es el gas: La fase superior corresponde al gas y la inferior al líquido. La diferencia más notable entre un gas y un líquido es la densidad. Y la densidad está ligada a la distancia que separa las moléculas. Si las moléculas están muy distanciadas (como suele ocurrir en el estado gaseoso) la densidad es baja.

Pero las moléculas se acercan entre sí por dos razones. 

A bajas temperaturas porque la agitación térmica no logra contrarrestar las fuerzas de atracción entre moléculas (Fuerzas de Van der Waals) y se produce la condensación "normal" (formación de líquidos por enfriamiento).

A altas presiones. Entregando alta energía al sistema para "oblígar" a las moléculas a permanecer en contacto pese a la agitación térmica.

De este modo tanto en los líquidos como en los gases a alta presión, las densidades son altas. Y esto hace que los gases a alta presión tengan un comportamientos similar al de los líquidos. 

Y por esta misma razón los gases a alta presión son capaces de "disolver" líquidos. La disolución implica la mezcla íntima de las moléculas. Es difícil imaginar la "disolución" de un líquido en un gas a presión atmosférica pues en el mismo volumen en que el gas tiene apenas 1 molécula, una fase líquida puede contener cientos de moléculas. 

Pero en los gases a muy alta presión (200 ó más Kg/cm2) las distancias moléculares se acortan de tal manera que es perfectamente razonable aceptar que una fase gaseosa en esas condiciones puede disolver moléculas más pesadas (el gas y el líquido pasan a tener cantidades similares de moléculas por unidad de volumen).

Entonces qué ocurre si (luego de disolver algo de líquido), un gas a alta presión  se expande?. 

Respuesta: Pierde su capacidad de disolver líquidos (pasa a comportarse como un gas con las moléculas distanciadas) y los componentes pesados se desprenden generando lo que se conoce como condensación retrógrada, que es perfectamente "normal".

Y lo mismo pasa cuando un gas a alta presión se calienta (en forma isobárica). La expansión térmica aleja las moléculas del gas y los componentes pesados se desprenden de la masa gaseosa.

La explicación es sencilla, pero el problema subyacente es otro. Como mencionamos en otros desarrollos, los que trabajamos con petróleo y gas natural estamos acostumbrados a calificar las mezclas no por lo que son, sino por lo que va a ocurrir con ellas. En este caso (condensación retrógrada) calificamos de gas a la mezcla inicial homogénea, porque a partir de ella, mediante un proceso común en la producción de los reservorios, se empieza a desprender un líquido.

Qué otra cosa puede ser una mezcla de la cual se desprenden gotas más densas que el fluido original?. 

La respuesta puede ser sorprendente, pero para ello es conveniente emplear los diagramas de fases :

Fig. 1 - Dos Caminos Termodinámicos para la misma mezcla

Partiendo de una mezcla representada por el punto "X" en la figura 1, podemos estudiar su comportamiento mientras se la somete a una despresurización isotérmica (camino "a")  o un calentamiento isobárico (camino "b"):

Camino "a". Es el camino termodinámico típico de los estudios PVT para fluidos de reservorios sometidos a depletación. En este caso diríamos que nos encontramos frente a un

Petróleo muy subsaturado. Cuando la presión desciende lo suficiente se comienza a liberar gas en el seno del fluido, dado que se "corta" la campana por la curva de presiones de burbuja (Trazo azul).

Camino "b". Es un camino termodinámico perfectamente válido, pero infrecuente en la industria del petróleo, donde los procesos de reservorio transcurren (generalmente) a temperatura constante. Lo interesante de este camino es que cuando la temperatura sube lo suficiente, del seno de la muestra comienza a liberarse líquido (se "corta" la campana por la curva de presiones de rocío representada con trazo rojo). De este modo calificaríamos a la mezcla en el punto "X" como Gas.

Y cómo es posible que a la misma mezcla, en idénticas condiciones de Presión y Temperatura, la califiquemos como Petróleo o como Gas, dependiendo del proceso a que la sometemos?.

Sencillamente porque calificamos a la mezcla por lo que vamos a hacer con ella y no por lo que es.

Y, entonces, la mezcla "X" es Gaseosa o Líquida?.

Ni una cosa ni la otra. Es un fluido monofásico. 

Como ya mencionamos, los términos Gas o Líquido es conveniente (y muchas veces necesario) guardarlos sólo para calificar las fases cuando coexisten. En los sistemas bifásicos fluidos, el gas es la fase superior y el liquido es la fase inferior. En los sistemas monofásicos es conveniente hablar de fluidos monofásicos y evitar prejuicios que pueden conducir a serios errores conceptuales y prácticos.

En la industria del petróleo, el uso poco cuidadoso de los términos Gas y Liquido muchas veces resulta aceptable porque el camino termodinámico suele estar prefijado. Pero incluso en estos casos es conveniente estar prevenido pues cuando cambian los sistemas de explotación o tratamiento, pueden cambiar los supuestos básicos de estudio

La exploración petrolera

Exploración es el término utilizado en la industria petrolera para designar la búsqueda de petróleo

o gas.

Desde sus inicios hasta la actualidad se han ido desarrollando nuevas y complejas tecnologías. Sin

embargo este avance, que ha permitido reducir algunos factores de riesgo, no ha logrado hallar un

método que permita de manera indirecta definir la presencia de hidrocarburos. Es por ello que para

comprobar la existencia de hidrocarburos se debe recurrir a la perforación de pozos exploratorios.

Los métodos empleados son muy variados: desde el estudio geológico de las formaciones rocosas

que están aflorando en superficie hasta la observación indirecta, a través de diversos instrumentos y

técnicas de exploración.

Una de las herramientas más utilizadas en esta etapa son los mapas . Hay mapas de afloramientos

(que muestran las rocas que hay en la superficie), mapas topográficos y los mapas del subsuelo.

Estos últimos quizás sean los más importantes porque muestran la geometría y posición de una capa

de roca en el subsuelo, y se generan con la ayuda de una técnica básica en la exploración de

hidrocarburos: la sísmica de reflexión.

La sísmica de reflexión consiste en provocar mediante una fuente de energía (con explosivos

enterrados en el suelo –normalmente entre 3 y 9 m. de profundidad- o con camiones vibradores –

éstos implican una importante reducción en el impacto ambiental-) un frente de ondas elásticas que

viajan por el subsuelo y se reflejan en las interfases por los distintos estratos.

En la superficie se cubre un área determinada con dichos aparatos de alta sensibilidad llamados

también "geófonos", los cuales van unidos entre sí por cables y conectados a una estación

receptora.

Las ondas producidas por la explosión atraviesan las capas subterráneas y regresan a la superficie.

Los geófonos las captan y las envían a la estación receptora (sismógrafo), donde mediante equipos

especiales de cómputo, se va dibujando en interior de la tierra.

Se puede medir el tiempo transcurrido entre el momento de la explosión y la llegada de las ondas

reflejadas, pudiéndose determinar así la posición de los estratos y su profundidad, describiendo la

ubicación de los anticlinales favorables para la acumulación del petróleo.

Toda la información obtenida a lo largo del proceso exploratorio es objeto de interpretación en los

centros geológicos y geofísicos de las empresas petroleras.

Allí es donde se establece qué áreas pueden contener mantos con depósitos de hidrocarburos, cuál

es su potencial contenido de hidrocarburos y dónde se deben perforar los pozos exploratorios para

confirmarlo. De aquí sale lo que se llama "prospectos" petroleros.

El producto final es una representación del subsuelo, ya sea en dos dimensiones (2D) o en tres

dimensiones (3D). La ventaja de la sísmica en 3D radica en la enorme cantidad de información que

proporciona con respecto a la 2D, con lo que se reduce sensiblemente la incertidumbre acerca de

la posición y geometría de las capas subterráneas. Como se explicará más adelante, su desventaja

radica en los altos costos.

Por otra parte, la aeromagnetometría y la gravimetría son dos herramientas que se utilizan en

las primeras fases de la exploración y permiten determinar el espesor de la capa sedimentaria.

Los estudios gravimétricos, a través de un instrumento especial llamado gravímetro que puede

registrar las variaciones de la aceleración de la gravedad en distintos puntos de la corteza

terrestre, determinan la aceleración de la gravedad (g) en puntos del terreno explorando lugares

distantes 1.000 ó 5.000 metros entre sí.

Los valores obtenidos se ubican en un mapa y se unen los puntos donde g es igual

obteniéndose líneas isogravimétricas que revelan la posible estructura profunda.

El valor g varía de acuerdo al achatamiento terrestre, fuerza centrífuga, altitud y densidad de la

corteza terrestre. Por eso el gravímetro señala la presencia de masas densas de la corteza

constituidas por anticlinales que han sido levantados por plegamientos y se hallan más próximos a

la superficie de la tierra.

Por otra parte la Magnetometría se funda en que el campo magnético terrestre varía con la latitud ,

pero también varía en forma irregular debido a la diferente permeabilidad magnética de las

distintas rocas de la corteza terrestre.

El magnetómetro es un instrumento de gran valor en la búsqueda de estructuras rocosas para

obtener una apreciación de la estructura y la conformación de la corteza terrestre.

Un medidor de gravimetría y un magnetómetro de alta sensitividad instalados a bordo de un

avión de ala fija son excelentes herramientas para ubicar depósitos sedimentarios , inferir la

ubicación de la sección sedimentaria más espesa, y delinear las límites de la cuenca.El

levantamiento aeromagnético, conducido en conjunto con el estudio aerogravimétrico, provee

un método muy confiable y preciso para determinar la profundidad al depósito sedimentario

(típicamente 5% o menos de la profundidad debajo del nivel de vuelo).

Un objetivo principal de levantamientos aerogravimétricos /magnetométricos es ganar una mejor

comprensión de la geología regional a fin de limitar económicamente los estudios sísmicos tan

costosos a las áreas más probables de una concesión petrolera.

Asimismo los geólogos inspeccionan personalmente el área seleccionada y toman muestras de las

rocas de la superficie para su análisis. En este trabajo de campo también utilizan aparatos

gravimétricos de superficie que permiten medir la densidad de las rocas que hay en el subsuelo.

De igual modo, la aerogravimetría combinada con la magnetometría, nunca podrán

reemplazar la información sísmica, pero sí constituir una ayuda efectiva para racionalizar la

programación de los trabajos de prospección sísmica.

Otra técnica la constituye la geoquímica de superficie que consiste en la detección de

hidrocarburos acumulados en el subsuelo a través de la medición de los gases concentrados en

muestras de suelo. Su fundamento radica en el principio de que le gas acumulado en el subsuelo

migra vertical y lateralmente hacia la superficie a través de las distintas capas de roca y también a

través de fracturas.

EMPLEO DE LA TECNOLOGÍA SATELITAL

En la actualidad, en algunas zonas o áreas de yacimientos, se recurre a la implementación y

utilización de imágenes satelitales. Dicha tecnología permite interpretar en detalle y rápidamente la

estructura geológica del terreno, planificar el uso del suelo, y realizar una completa identificación

de la hidrografía, de los caminos, diques y poblaciones, entre otras cosas.

El sistema, básicamente, permite la obtención de cartografía de alta precisión en diferentes escalas y

combinaciones de bandas, a partir de composiciones de mapas. La aplicación de tal tecnología

permite evitar daños inútiles sobre el terreno, efectivizando al máximo el trazado de caminos y

picadas de prospección sísmica.

MÉTODOS DE EXPLORACIÓN EN PROFUNDIDAD (GEOQUÍMICOS)

La geoquímica tiene, actualmente, una aplicación muy importante, tanto en exploración como en

producción, pues permite entender y conocer el origen, probables rutas de migración y

entrampamiento de los hidrocarburos almacenados en el subsuelo.

Para aplicar estos métodos se requiere la perforación de pozos profundos. Por este medio se

analizan las muestras del terreno a diferentes profundidades y se estudian las características de los

terrenos atravesados por medio de instrumentos especiales.

Los métodos de exploración en profundidad tienen por finalidad determinar la presencia de gas o de

petróleo; son métodos directos en la búsqueda del petróleo.

Si la exploración ha sido exitosa y se ha efectuado un descubrimiento comercial con un pozo, se

inician los trabajos de delimitación del yacimiento descubierto con la perforación de otros nuevos

(en muchos casos con una registración de sísmica de 3D o 2D previa), para efectuar luego la

evaluación de las reservas.

En la exploración petrolera los resultados no siempre son positivos. Muchas veces los pozos resultan secos o productores de agua. En cambio los costos son elevados, lo que hace de esta actividad una inversión de alto riesgo. Si a ello le sumamos el hecho de que desde el descubrimiento de un nuevo yacimiento hasta su total desarrollo pueden ser necesarios varios años de trabajos adicionales en lo que deben invertirse grandes sumas de dinero, podemos concluir que sólo las grandes organizaciones empres