Oil-Mail

Una bomba hidráulica es un dispositivo tal, que recibiendo energía mecánica de una fuente exterior, la transforma en una energía de presión transmisible de un lugar a otro de un sistema hidráulico a través de un líquido cuyas moléculas estén sometidas precisamente a esa presión.Los sistemas de bombeo hidráulico proporcionan una flexibilidad extraordinaria en la instalación y capacidad de funcionamiento para cumplir una amplia gama de requerimientos de extracción artificial. La instalación de la potencia superficial puede ponerse en un lugar central para servir a pozos múltiples, o como una unidad conveniente montada sobre patín localizada en el lugar del pozo individual. El requerimiento de equipo mínimo en el cabezal del pozo acomoda de cerca el pedestal de perforación espaciado de cerca, o las terminaciones de plataforma, así como los requerimientos superficiales de perfil bajo.


El bombeo hidráulico se basa en un principio sencillo: “La presión ejercida sobre la superficie de un fluido se transmite con igual intensidad en todas las direcciones”.Aplicando este principio es posible inyectar desde la superficie un fluido a alta presión que va a operar el pistón motor de la unidad de subsuelo en el fondo del pozo. El pistón motor esta mecánicamente ligado a otro pistón que se encarga de bombear elaceite producido por la formación. Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo.

En cuanto a su función, podemos considerar dos posibilidades extremas de bombas:

un gran caudal a pequeña presión
La misión evidentemente llenar rápidamente las conducciones y cavidades del circuito (como ocurre al hacer salir un cilindro que trabaje en vacío).

un pequeño caudal a altapresión.
Servirán para hacer subir y mantener la presión en el circuito.

Claro que en la mayoría de los casos no se van a usar dos bombas y hay que buscar un compromiso entre estos extremos.Otras consideraciones llevan a la necesidad de construir bombas que tengancaracterísticas determinadas.Así, para obtener una velocidad constante en un cilindro, nos hará falta una bomba de caudal constante.

Las bombas se fabrican en muchos tamaños y formas - mecánicas y manuales - con muchos mecanismos diferentes de bombeo y para aplicaciones muy distintas.

Capacidades de Funcionamiento

Las capacidades de funcionamiento significativas de este sistema de hidráulico deextracción incluyen:
•Caudales de producción desde 100 hasta 15.000 BPD - ajustables en lasuperficie, del 20 a 100% de capacidad
•Profundidades de operación mayores de 15.000 pies
•Selección de bombas de chorro de pistón de desplazamiento positivo para quefuncionen en tubos de 2" a 4 pulgadas
•Las bombas de desplazamiento positivo pueden lograr máximo volumen dedesagüe remanente
•Las bombas de chorro manejan altas relaciones de gas/petróleo, y fluidos delpozo que son arenosos, corrosivos o de alta temperatura
•Uso del agua o crudo producido como fluido de potencia
•Sistemas de fluido de potencia cerrados para que las instalaciones de labomba de pistón aíslen el fluido de potencia de la producción
•Las bombas de chorro y de pistón pueden encajar intercambiadas en el mismoconjunto del fondo del pozo de "bomba libre

Ventajas
-Pueden ser usados en pozos profundos (+/- 18000 pies).
-No requieren taladro para remover el equipo de subsuelo.
-Puede ser utilizado en pozos desviados, direccionales y sitios inaccesibles.
-Varios pozos pueden ser controlados y operados desde una instalación centraldecontrol.
-Puede manejar bajas concentraciones de arena.

Desventajas
-Costoinicial alto
-Las instalaciones de superficie presentan mayor riesgo,por la presencia dealtas presiones.
-Altoscostosen la reparación del equipo.
-No es recomendable en pozos de alto RGP.
-Problemasdecorrosión.
-Eldiseñoes complejo

Fuente:
http://www.monografias.com/trabajos63/metodos-levantamiento- artificial/metodos-levantamiento-artificial3.shtml
www.hydrolifting.com
www.slb.com

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Su operación está basada en la acción continua de una bomba de cavidades progresivas estilo tornillo sin fin, cuyos requerimientos de potencia son suministrados por un motor eléctrico de superficie o subsuelo. Cuando el motor está ubicado en la superficie la transmisión de energía a la bomba se da a través de un eje y/o varillas que comunican el motor y la bomba desde la superficie hasta el subsuelo. Pero cuando el motor esta en el fondo, se lleva un cable desde superficie el cual les proporcionara la energía al motor para que opere y mueva la bomba.

Esta bomba es del tipo de desplazamiento positivo, su funcionamiento se baja en el principio del tornillo de Arquímedes para transportar los fluidos desde subsuelo hasta la superficie.



• Principio de Funcionamiento.
Una vez que el conjunto estator – rotor se coloca a la profundidad programada, la unión de ambos forman cavidades definidas y selladas, a medida que el rotor gira, las cavidades progresan hacia arriba desde la admisión a la descarga de la bomba, transportando los fluidos en forma continua a través de la tubería de producción desde el pozo (subsuelo) hasta la estación de flujo (superficie).

El movimiento giratorio es generado en superficie por el motovariador (o motorreductor) y transmitido al rotor a través del cabezal de rotación y la sarta de cabillas.

Ventajas
• Alta tolerancia a la producción de sólidos.
• Buena eficiencia energética.
• Bajos costos capitales y de operación.
• Buen manejo de fluidos viscosos y de crudos con elevadas relaciones gas/líquido.
• Bajo perfil en superficie.
• Fácil instalación a corto plazo.
• No posee válvulas internas ni trampas de gas.
• Instalación sencilla y operación silenciosa del equipo.

Desventajas

• Tasa de producción limitada.
• Baja tolerancia a altas temperaturas
• Se requiere de una unidad de workover para el mantenimiento del equipo de subsuelo.
• No es compatible con CO2, ni demás fluidos de tipo acido.
• Difícil detección de fallas en subsuelo.
• No es recomendable usar disolventes para lavar el elastómero, ya que estos lo pueden deteriorar.

Fuente: Tesis de Grado
SELECCIÓN, DISEÑO Y PRUEBA DE NUEVOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. APLICACIÓN AL CAMPO COLORADO.
Sistemas de Levantamiento Artificial AIP & Tecniazuca

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Un equipo de bombeo electrocentrifugo consta básicamente de una bomba centrífuga de varias etapas, cuyo eje está conectado directamente a través de una sección protectora a un motor eléctrico sumergible, sumergida en el fluido del pozo, y conectada hasta la superficie a través de un cable para suministrar la energía eléctrica del motor. El cable conductor se sujeta al conjunto y a la tubería mediante flejes metálicos flexibles, los cuales son colocados cada 12 a 15 pie. El conjunto motor – protector – bomba, tiene un acoplamiento continuo que se logra mediante ejes de conexión estriada, los cuales tienen como finalidad hacer rotar el protector y la bomba al girar el eje del motor. Bombea el fluido a presión hasta la superficie.


El principio de este sistema de bombeo5 es la operación basada en la operación continua de una bomba centrifuga multietapa cuyos requerimientos de potencia son suministrados por un motor eléctrico de inducción, alimentado desde la superficie a través de un cable de potencia por una fuente de tensión primaria. Una vez se transforma la tensión primaria la energía requerida es transmitida a través del cable de potencia hasta el motor de subsuelo desde el transformador. El motor genera la fuerza para que transmita a la bomba, compuesta por etapas cada una de las cuales consta de un impulsor que rota y difusor estacionario los cuales imparten un movimiento rotacional al líquido para llevarlo hasta superficie.

Ventajas
• Permite el levantamiento de volúmenes extremadamente altos sin dificultad, y a bajo costo.
• Elevado aporte de energía al fluido.
• Presenta una alta eficiencia (70%).
• El sistema no se ve afectado por la desviación.
• Sistema fácil de controlar.
• No ocupa grandes espacios en superficie. Igualmente es aplicable a plataformas costa afuera.
• Permite una fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión e inhibidores de escamas.
• Disponibilidad de unidades de diversos tamaños.

Desventajas
• Tolerancia limitada a la arena.
• Baja tolerancia a las altas relaciones Gas-liquido (sin separador).
• Se requiere de taladro o estructura en caso de falla.
• Posibles fallas eléctricas, principalmente asociadas al cable.
• El cable eléctrico puede ocasionar problemas con la tubería.
• Tolerancia limitada a las altas temperaturas.
• No aplicable a completamientos múltiples.
• Poco práctico en pozos someros.
• Solo es aplicable con energía eléctrica, y para tal caso, requiere de altos voltajes.
• Las unidades son costosas, para ser remplazadas a medida que el yacimiento declina.
• Presenta cierto grado de limitación por profundidad, debido a costos de cable y capacidad de la bomba.

Fuente: Tesis de Grado
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El bombeo mecánico es el método de levantamiento artificial más usado a nivel mundial. Este método consiste en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, que se abastece con energía producida a través de una sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, el cual moviliza a una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas ver figura a continuación.

La unidades de bombeo mecánico se clasifican según su geometría en tres tipos principales:

Unidades convencionales, las cuales tienen el apoyo en el punto medio del balancín;

Unidades neumáticas, cuyo punto de apoyo se ubica en el extremo delantero del balancín;

unidades MARK II, que tienen el apoyo en el extremo trasero del balancín.

El levantamiento del crudo se realiza mediante la acción de las bombas de subsuelo, las cuales son accionadas por la sarta de varillas que les transmiten la potencia requerida, generada en superficie. Estas bombas consisten esencialmente de un pistón dentro de un barril con válvulas de entrada y salida de fluido, y pueden ser de acción simple o de acción doble. Las bombas de acción simple son usadas generalmente en combinación con sistemas de empuje mecánico, mientras que las de acción doble se emplean con mayor frecuencia con sistemas de empuje hidráulico.

Ventajas

• Confiabilidad y bajo mantenimiento.
• Alto conocimiento en todas las aplicaciones (Crudos pesados y livianos).
• Facilidad para ajustar la tasa en superficie.
• Permite alcanzar un alto grado de depleción.
• Varias alternativas para la fuente de poder (motor diesel o eléctrico).
• Operación, análisis sencillos y fácil reparación técnica.
• Tolera altas temperaturas.
• Facilidad para el intercambio de unidades entre pozos.
• Aplicable a huecos estrechos y completamiento múltiples.
• Permite el levantamiento de crudos con viscosidades relativamente altas.
• Fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión y la formación de escamas.
• Disponibilidad de diferentes tamaños de unidades.

Desventajas

Los caudales que permite bombear son relativamente bajos.
• Requieren de gran espacio en superficie, siendo poco recomendable en plataformas costa afuera y en locaciones urbanas.
• Presenta mayor desgaste de las varillas en pozos desviados.
• Problemas de fricción en pozos tortuosos.
• Baja tolerancia a la producción de sólidos.
• Limitado por la profundidad.
• Baja eficiencia volumétrica en pozos con alta producción de gas.
• Susceptible a la formación de parafinas.
• El tubing no puede ser recubierto internamente para protegerlo contra la corrosión.
• Poca resistencia al contenido de H2S.
• En pozos de diámetro pequeño, se limita el caudal a producir, por el tamaño de subsuelo

Fuente: Tesis de Grado
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El sistema de levantamiento de gas consiste en inyectar gas a alta presión a través del anular, dentro de la tubería de producción a diferentes profundidades, con el propósito de reducir el peso de la columna de fluido y ayudar a la energía del yacimiento en el levantamiento o arrastre de su petróleo y gas hasta la superficie.


Al inyectar gas la presión ejercida por la columna se reduce y el pozo es capaz de fluir debido a:

• Reducción del gradiente del fluido (La presión de fondo fluyente disminuye).

• Expansión del gas inyectado.

• Arrastre de los fluidos por la expansión del gas comprimido.

El transporte de fluidos del yacimiento a la superficie requiere cierto trabajo, la energía necesaria para realiza este trabajo puede estar contenida en el yacimiento, sin embargo si la energía de yacimiento es insuficiente para obtener el caudal deseado, la energía de yacimiento puede ser complementada de una fuente externa, esto es el principio fundamental de todos los sistemas de levantamiento artificiales.

En el levantamiento de gas, el trabajo adicional requerido para aumentar la tasa de producción del pozo se realiza en la superficie por un compresor o contenedor de gas con una corriente de alta presión transportado hacia el pozo en forma de energía.

Principalmente este sistema de levantamiento es implementado si la producción diaria de gas es por lo menor mayor a un 10% de la producción total.
Con el fin de alcanzar la máxima reducción de cabeza hidrostática, el punto de inyección de gas debe estar ubicado a la mayor profundidad disponible. Una excepción para esta regla está en los casos en los que la presión de tubería de producción excede la presión de saturación del gas bajo condiciones de circulación. En estos casos el gas inyectado se disolvería en el líquido producido, y de esta forma, perdería su habilidad para reducir la densidad de la columna de fluido.

Los dos sistemas básicos de levantamiento con gas lift son levantamiento continuo y levantamiento intermitente.

Flujo Continuo.
Se considera como una extensión del método de producción por flujo natural y consiste en la inyección continua de gas en la columna de fluido del pozo, con el propósito de aligerarla para disminuir la presión fluyente en el fondo y generar el diferencial de presión requerido para que la arena productora aporte la tasa de producción deseada.

Flujo Intermitente
El gas se inyecta a la tubería reductora en forma intermitente, con el propósito de producir la columna de fluidos en el pozo por etapas. La idea básica del flujo intermitente es permitir una acumulación de líquido en la tubería, al mismo tiempo de almacenar una cantidad de gas en el espacio anular y la línea de gas y periódicamente desplazar el líquido de la tubería con el gas almacenado.

Fuente: Tesis de Grado
SELECCIÓN, DISEÑO Y PRUEBA DE NUEVOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. APLICACIÓN AL CAMPO COLORADO.
Sistemas de Levantamiento Artificial AIP & Tecniazuca

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Un sistema de levantamiento artificial (SLA), es un mecanismo externo a la formación productora encargado de levantar crudo desde la formación a una determinada tasa, cuando la energía del pozo es insuficiente para producirlo por sí mismo o cuando la tasa es inferior a la deseada.

Los sistemas de levantamiento artificial son el primer elemento al cual se recurre cuando se desea incrementar la producción en un campo, ya sea para reactivar pozos que no fluyen o para aumentar la tasa de flujo en pozos activos. Estos operan de diferentes formas sobre los fluidos del pozo, ya sea modificando alguna de sus propiedades o aportando un empuje adicional a los mismos.

De forma general, los métodos de levantamiento artificial pueden ser clasificados en las siguientes categorías

·Métodos que modifican propiedades físicas de los fluidos del pozo (Por ejemplo reducción de densidad).

·Métodos que aplican la acción de una bomba para suministrar energía externa al sistema.

Cada sistema de levantamiento tiene un principio de funcionamiento diferente, y por lo tanto una serie de características y rangos de operación propios, los cuales, deben ser debidamente identificados como una base previa para la correcta selección del sistema de levantamiento más adecuado para determinado proyecto.

Los sistemas de levantamiento también pueden ser clasificados como convencionales como Gas lift, Bombeo Mecánico, Bombeo Electro sumergible (ESP), Bombeo por cavidades progresivas (PCP), y Bombeo Hidráulico, y no convencionales, como el Plunger Lift, Chamber lift, RECOIL, y sistemas combinados.

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Clasificación de Acuerdo al Tipo de Fluido

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

Petróleo volátil. El rango de temperatura es más pequeño que en petróleo negro. La temperatura crítica, Tcr, es también menor que en crudos negros y está cerca de la temperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR). Las líneas de calidad no están igualmente espaciadas y están desplazadas hacia arriba hacia el punto de burbuja. Una pequeña reducción en presión por debajo del punto de burbuja causa una liberación enorme de gas.

Hasta un 50 % de estos crudos puede convertirse en gas en el yacimiento cuando la presión cae unos cientos psi debajo del punto de burbuja. Estos también se llaman crudos de alta encogimiento o crudos cercanos al punto crítico. La Ecuación de Balance de Materia (EBM) de petróleo negro no trabaja en estos casos. El punto de división entre crudo volátil y negro es arbitrario, pero se toma como referencia la tolerancia de la EBM. Bo > 2, 1000 < GOR < 8000 scf/STB, 45 < API < 60, C7+ mayor o igual a 12.5 %, la temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica y el gas liberado puede ser del tipo gas condensado. El GOR y La API se incrementan con la producción a medida que la presión cae por debajo de la presión del punto de burbuja. El color es usualmente café claro a verde).

Gas condensado (retrógrados). El diagrama de fases es menor que el de los aceites negros y el punto crítico está bien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es el resultado de gases retrógrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados que los crudos. La (Tcr < TR) y el punto cricondentérmico es mayor que TR. A medida que la presión cae, el líquido, normalmente claro, se condensa y se forma líquido en el yacimiento, el cual normalmente no fluye y no puede producirse. C7+ menor o igual a 12.5%. 70000 < GOR < 100000 pcs/STB y se incrementa a medida que la producción toma lugar. API > 60 y se incrementa a medida que la presión cae por debajo de la presión de rocío. El líquido es ligeramente colorado, marrón, anaranjado, verduzco o transparente. También se les llama condensados.

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

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


Fuente: FUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS
Autor: FREDDY HUMBERTO ESCOBAR MACUALO, Ph.D.

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Subsaturados. Yacimientos cuya presión inicial es mayor que la presión en el punto de burbuja. El lector debería referirse al punto A de la Fig. Inicialmente solo se presenta la fase líquida. Las burbujas de gas se desprenden del crudo una vez el punto de burbuja se alcanza. Eventualmente, el gas librado empieza se aglutina hasta tener condiciones de flujo hacia al pozo en cantidades cada vez incrementales. Contrariamente, el flujo de crudo decrementa gradualmente y en la etapa de depleción permanece mucho crudo en el yacimiento.

Saturados. Yacimientos cuya presión inicial es menor o igual que la presión en el punto de burbuja. Ver punto B y C de la Fig. Este yacimiento bifásico consiste de una zona gaseosa suprayaciendo una zona líquida. Puesto que la composición del gas y el crudo son completamente diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases individuales que tienen poca relación entre ellas o en composición. La zona líquida está en su punto de burbuja y será producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas. La capa de gas está en el punto de rocío y podría ser retrógrada o no retrógrada (yacimiento de gas).




Fuente: FUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS
Autor: FREDDY HUMBERTO ESCOBAR MACUALO, Ph.D.

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Se entiende por yacimiento una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y/o gaseoso. Los cinco ingredientes básicos que deben estar presentes para tener un yacimiento de hidrocarburos son: (1) fuente, (2) Camino migratorio, (3) Trampa, (4) Almacenaje/porosidad, (5) Transmisibilidad/ Permeabilidad.

Geológicamente, los yacimientos se clasifican en estratigráficos, estructurales y combinados.

1. Estratigráficos: lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, cambios de permeabilidad.

2. Estructurales: Fracturas en calizas o rocas ígneas, discordancias, fallamiento en
areniscas, sinclinales, anticlinales, domos salinos, etc.

3. Combinados: Hace referencia a las posibles combinaciones que se presenten entre los dos grupos anteriores.

Fuente: FUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS
Autor: FREDDY HUMBERTO ESCOBAR MACUALO, Ph.D.

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Los ingenieros de yacimientos necesitan contar con conocimientos geológicos durante el desarrollo de su vida profesional, en virtud a que todo yacimiento que se estudie tiene antecedentes de tipo geológico. Normalmente, un yacimiento es definido mediante la perforación, de modo que se dispone de algunos datos en puntos discretos dentro del sistema. Dicha información es contenida en análisis de ripios, perfiles de pozo, análisis de corazones, análisis de rayos X y tomografía, muestras de paredes, pruebas de presión y pruebas de producción, entre otros. Lo que indica que una buena descripción del yacimiento depende de la habilidad para interpretar la información recolectada.

Fuente: FUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS
Autor: FREDDY HUMBERTO ESCOBAR MACUALO, Ph.D.

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Las rocas son, en su mayoría, agregados de minerales que a su vez están constituidos por átomos de elementos químicos tales como oxígeno, aluminio, hierro, calcio, sodio, potasio, magnesio, titanio e hidrógeno.

Todos esos (materiales) dan lugar a tres grandes grupos de rocas que de acuerdo con los procesos que les dieron origen se identifican como rocas ígneas, metamórficas y sedimentarias.

Origen de las Rocas

La corteza terrestre está conformada por tres tipos de rocas: las ígneas, las sedimentarias y las metamórficas. Las ígneas se dividen en intrusivas y extrusivas. Las rocas ígneas intrusivas se originan de magma que nunca llega a aflorar a la superficie y, por ende, se enfría lentamente en el subsuelo. Por ello, estas rocas presentan cristalización megascópica. La gran mayoría de las rocas intrusivas son de composición granítica; en menor medida, los gabros. Las rocas extrusivas son lavas y tefra que han sido arrojados a al superficie de la tierra, sea por volcanes o a través de fisuras. Se conoce con el nombre genérico de tefra a material de tamaño pequeño a fino que arrojan los volcanes, por ejemplo, las cenizas; mientras que la lava es la roca fundida que fluye a manera de lodo espeso. Estos materiales extrusivos se enfrían rápidamente, por lo que su cristalización es microscópica. Su composición varía de riolitas (equivalente extrusivo del granito), a andesitas y basaltos (equivalente extrusivo del gabro).

Las rocas de la corteza sufren erosión por el viento, el agua y los movimientos tectónicos. Los productos de erosión son transportados por estos mismos agentes y, eventualmente, se depositan en zonas bajas. Otro mecanismo de sedimentación importante es la depositación de carbonatos y de esqueletos (carbonatados o silicificados) de flora y fauna marina, en el fondo del mar. Cuando los sedimentos se consolidan por la acción de tiempo y de la presión litostática, dan lugar a las rocas sedimentarias. Las rocas sedimentarias de ambientes marinos son las calizas, las areniscas y las lutitas. En ambientes continentales se tienen los conglomerados y las brechas.

Las rocas metamórficas son aquellas que, por acción de la presión y la temperatura, han modificado su morfología original. El proceso de metamorfismo, desde el punto de vista químico, puede considerarse como una progresiva deshidratación de los minerales primarios de la roca.

Ciclo de las rocas:

Formadas a partir de los procesos de meteorización, erosión, transporte y sedimentación que actúan sobre rocas expuestas a la interperie en la superficie terrestre. Estos mecanismos constituyen la sedimentogenósis o antesala de la litificación, etapa en la cual los sedientos recientemente depositados se convierten en roca consolidada. Al mismo tiempo que la litificación actúa la diagénesis que se refiere principalmente a las reacciones que tienen lugar dentro del sedimento entre los minerales y los fluidos inter ciclos.

Las rocas sedimentarias pueden agruparse en tres tipos principales : areniscas, lutitas y celizas.

Areniscas
Son rocas formadas por partículas de diferentes componentes minerales con diámetros comprendidos entre 2 y '/6 de milímetro. Tienen porosidad y permeabilidad.

Lutitas
Son rocas provenientes de la acumulación de partículas finas. No poseen permeabilidad y están asociados con partículas orgánicas de microorganismos o restos vegetales.

Celizas
Son rocas formadas generalmente en ambientes marinos, relacionados con componentes orgánicos o por compuestos químicos carbonatados. Se fracturan fácilmente.

Organización

La organización de la rocas sedimentarias o estratigrafía, establece el orden correcto de superposición de los estratos o rocas, en un lugar determinado, en base a la edad geológica, obtenida mechas veces por la presencia de fósiles.

La columna geológica constituida con esta información de edades se conoce como columna cronoestratigráfica.

La columna geológica no solamente muestra la edad de las diferentes rocas sino que también permite la interpretación de la historia geológica de la región, procedencia y reconstrucción del ambiente de depositación de los sedimentos. Esta columna se conoce como columna litoestratigráfica.

Además de la cronoestratigrafía y de la litoestratigrafia como sistemas de organización de las rocas sedimentarias, debemos agregar la sismoestratigrafia que se ocupa de mostrar las secuencias de depositación en base a datos sísmicos.

Fuente:
Geología de Producción
Universidad Corporativa
Centro Internacional de Educación y Desarrollo CIED PDVSA

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El play es un modelo inicial que combina un cierto número de factores geológicos con el resultado de la existencia de acumulaciones de hidrocarburos en un determinado nivel estratigráfico de la cuenca.
 

Los aspectos implicados en el play, son los siguientes:


Sistema de carga: Roca madre (generación; expulsión de fluidos) y Migración secundaria (capas de transporte; trayectorias de migración)

Formaciones almacén (almacenan petróleo y permiten su extracción comercial). Se evalúan la porosidad, la permeabilidad y la geometría del almacén.

Sello (caprock).

Trampas donde se concentre el petróleo, permitiendo su extracción comercial.

Relación temporal entre los distintos factores.

De esta forma, se define play como un conjunto de prospecciones no perforadas y de yacimientos conocidos de petróleo, que en principio, se creen comparten un almacén común, un sello regional y un sistema de carga de petróleo.

El área geográfica donde se aplica el modelo, se llama play fairway. Un play se considera probado (proven play), si se conocen acumulaciones de petróleo en el área, como resultado de la combinación de los factores que define el play; se habla de play working para referirse a áreas sujetas a investigación. En los plays no probados (unproven play) existe la duda de que la combinación de esos factores dé como resultado la acumulación de petróleo.

Fuente:
GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO
Óscar Pintos Rodríguez

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Es el aspecto que presenta una roca cuando los minerales e hidrocarburos que esta contiene, responden al estimulo de la luz ultravioleta. Esto se hace con el objeto de identificar los minerales, la presencia y tipo de crudo almacenado en al roca.
De acuerdo a la fluorescencia del petróleo se ha elaborado la siguiente tabla:

GRAVEDAD API         COLOR
< 15 º                        Marrón
15º-25º                     Anaranjado (Dorado)
25º-35º                     Amarillo/ crema
35º-45º                     Blanco
> 45º                         Azul/Blanco/Violeta

Actualmente se utiliza un aparato que mide el índice de refracción del crudo, este es colocado en un porta muestra, con el valor obtenido y utilizando un grafico previamente calibrado para tal fin, se calcula con bastante exactitud la gravedad API de cualquier crudo. Para realizar esta prueba basta 1 o 2 gotas de crudo.

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La descripcion litologica es la identificación detallada de las características geológicas, físicas y mineralógicas de la roca, tomando en consideración el tipo de roca.





Arenisca: Color, tamaño de granos, forma, cemento, matriz, minerales principales, minerales accesorios, fósiles, hidrocarburos.

Arcilla: Color, solubilidad, grado de compactación, minerales accesorios y presencia de fósiles.

Lutita: Color, dureza, solubilidad, grado de compactación, minerales accesorios y presencia de fósiles.

Limolita: Color, textura, grado de compactación, minerales accesorios, minerales principales, presencia de hidrocarburos y presencia de fósiles.

Caliza: Color, dureza, textura, grado de compactación, minerales principales, minerales accesorios, presencia de hidrocarburos, Fracturamiento y tipo de fractura y presencia de fósiles.





Algunas propiedades afectadas por las relaciones texturales son:

Permeabilidad
Porosidad
Propiedades eléctricas

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