3.1. MANIFESTACIONES DE HIDROCARBUROS EN LA NATURALEZA 3 3.2. TIPOS DE MIGRACIÓN 9 3.3. FUERZAS QUE CAUSAN LA MIGRACIÓN 13 3.4. FACTORES QUE GOBIERNAN LA MIGRACIÓN. 16 CONCLUSION 17 BIBLIOGRAFIA 18
En este trabajo abordaremos el tema de la migración del petróleo que es el desplazamiento de los hidrocarburos desde la roca madre hasta los niveles de rocas porosas y permeables que los transportan a otros puntos denominados carrier beds. La expulsión de los hidrocarburos desde la roca madre (migración primaria) y su posterior movimiento hacia el reservorio (migración secundaria) pueden ser procesos considerados como razonablemente probados, esta última se le conoce mejor por el estudio del comportamiento de los pozos de petróleo durante su explotación. La presencia de hidrocarburos en la superficie se puede clasificar por dos tipos de manifestaciones: Manifestaciones directas Son producidas por la aparición en los afloramientos de los mismos hidrocarburos. Se clasifican en: 1) Activas o vivas. 2) Muertas o fósiles. Manifestaciones indirectas Son las manifestaciones en la superficie de los hidrocarburos, sin que ellos sean visibles. Se clasifican en: a) Acido sulfúrico. b) Formaciones superficiales superficiales de yeso pulverulento. c) Formación de Algaritas. d) Procedimientos de prospección geomicrobiológica.
e) La presencia de rocas –madre. MANIFESTACIONES DIRECTAS: 1) Activas o vivas Son aquellas que muestran una circulación subterránea activa, en donde interviene el aceite, el gas y el agua, su aspecto en la superficie varía por la naturaleza del producto (base parafínica o con base nafténica) y su caudal, conocidas como: •A) Emanaciones naturales (Chapopoteras). •B) Lagos de asfalto •C) Escapes de gas •D) Volcanes de lodo
En aguas mexicanas del Golfo de México, los sitios en los cuales se presenta el fenómeno de emanación natural de gas e hidrocarburos líquidos han sido descritos genéricamente con el término de "chapopoteras" el cual alude al material intemperizado de petróleo empleado como detergente por las culturas de Mesoamérica. a) Chapopoteras: son filtraciones de petróleo o asfalto líquido a través de fracturas, fallas, planos de estratificación y discordancias, en donde el escape es lento e indican la existencia de un yacimiento. La exploración sísmica de la Sonda de Campeche efectuada en la década de los 70 reconoció cinco zonas de "chapopoteras". La principal es la que se ha denominado como chapopotera de Cantarell. TIPOS DE CHAPOPOTERAS. A. Chapopoteras en el afloramiento del yacimiento por discordancia B. Chapopotera en una falla normal. C. Chapopotera arriba de un anticlinal afallado. D. Chapopotera en una falla inversa E. Chapopoteras asociadas a diapirismo. b) Lagos de asfalto: Son chapopoteras asociadas a manantiales, en donde se observa claramente una película de aceite sobre el agua.
Este tipo de manifestaciones son muy conocidas desde tiempos muy remotos, por ejemplo: las que rodean al Mar Caspio, en la región de Baku (ex URSS), el lago de asfalto de Hit, en Irak. En América existen lagos de asfalto en Trinidad Venezuela y México, sobre las regiones del Golfo y en el Istmo de Tehuantepec. Las exudaciones del petróleo son comunes en el fondo del mar en la plataforma continental del Golfo de México, yacimientos en la Sonda de Campeche (Cantarell). c) Escapes de gas: •Son más frecuentes que las chapopoteras debido a la mayor fluidez del gas, el cual
migra más fácilmente por conductos pequeños de sitios más distantes y en cualquier tipo de roca. •Por ejemplo cerca de Puerto Ángel, Oaxaca, se observan emanaciones de gas en rocas
metamórficas y no se conoce todavía su origen.
•En climas áridos pueden pasar desapercibidas si las emanaciones son de poca
magnitud y no contiene agua.
•En climas húmedos afloran, g eneralmente por medio de burbujas. La presencia de gas
es notorio por su olor a gasolina, ruido y en ocasiones flama.
•En el fondo de mar se pueden detectar con aparatos especiales llamados “sniffers”, los
cuales son arrastrados cerca fondo marino. d) Volcanes de lodo:
•Son indicios asociados con acumulaciones de gas en el subsuelo, se forman por
diapirismo de arcilla inyectada por el gas a alta presión.
•Su presencia es indicativa de un yacimiento de gas, localizado debajo de estos
volcanes y no siempre es indicativo de yacimientos económicamente explotables.
•A este tipo de volcanes se le llama vulcanismo sedimentario, y sus conos se presentan
agrupados, con conos y cráter adventicios. 2) Muertas o fósiles.
Son todas las trazas de hidrocarburos fijos en las rocas, generalmente se encuentran hidrocarburos sólidos y rara vez líquidos. •Los hidrocarburos sólidos: asfaltos, betún o brea, se impregnan en las arenas y
rellenan fisuras o espacios entre estratos.
•Los líquidos se presentan en las cavidades de las r ocas calcáreas, geodas y restos
fósiles.
•Se dividen:
a) Arenas asfálticas b) Aceite muerto a) Arenas bituminosas: (arenas de alquitrán, arenas aceiteras o, simplemente, arenas de petróleo). Son yacimientos fósiles en rocas sedimentarias que al aflorar, conservan la fracción más pesada del aceite. Ejemplo arenas bituminosas de Athabasca, en Alberta, Canadá, las cuales constituyen las reservas no explotadas más grandes del mundo (165 mil millones de barriles). Para explorar el 50% aproximadamente es necesario técnicas como: inyección de vapor a alta presión y temperatura. b) Aceite muerto: Es un compuesto sólido de color café oscuro o negro, se conoce de distintas maneras: grahamita, albertita, gilsonita, etc., los cuales varían ligeramente en su composición. Este aceite es la fracción más pesada del petróleo, mismo que quedo atrapado durante la migración en los huecos y fracturas de las rocas o fósiles y posteriormente fue oxidado. La existencia de éste no indica precisamente la existencia de yacimientos explotables. Manifestaciones Indirectas
Estas manifestaciones no son de hidrocarburos y su reconocimiento e interpretación correcta es delicada y riesgosa, ejemplos como: a) Acido sulfúrico (H2SO4): Asociado al petróleo y su aparición en superficie como ácido sulfúrico, aguas sulfurosas y azufre, puede indicar la presencia de una acumulación de petróleo. Pero la reducción de sulfatos con formación de acido sulfhídrico (H2S), puede producirse en materia orgánica diferente a la del petróleo (lignito, esquistos bituminosos, etc). b) Formaciones superficiales de yeso pulverulento: De color blanco en superficie y marrón a profundidad que contiene minerales sulfurosos y aragoníticos, producidos por la acción de ciertas bacterias sobre los hidrocarburos gaseosos. c) Formación de Algaritas: Sustancias orgánicas amarillentas, de aspecto córneo que se encuentran fácilmente sobre los volcanes de lodo, esta sustancia es debido a la acción bacteriana sobre parafinas y gases de hidrocarburos.
d) Procedimientos de prospección geomicrobiológica: Que buscan zonas ricas en bacterias vivientes en los hidrocarburos y su relación con los yacimientos. e) La presencia de rocas –madre: En terrenos sedimentarios ricos en materia orgánica o en pirita, que indican un medio reductor y puede ser considerado como indicio indirecto. tipos de migración
La mayoría de los hidrocarburos se hallan en rocas porosas de grano grueso y permeable, con poco o nada de materia orgánica insoluble. Es improbable que el crudo hallado en estas rocas se pudiera originar allí puesto que no hay señales de materia orgánica sólida. Por lo tanto, la mayoría de yacimientos de hidrocarburos son trampas para la migración de éstos. 1) Primaria
Desplazamiento de hidrocarburos desde la roca madre a rocas mas porosas y permeables. Hay 4 mecanismos de expulsión de los hidrocarburos:
1. Expulsión de los hidrocarburos en solución acuosa: • Por compactación de la roca madre durante el enterramiento, el tamaño de los poros
se hace menor que el tamaño de las moléculas de petróleo; a partir de aquí, se pueden dar varios casos: • •Expulsión del agua intersticial: que arrastra minúsculas gotas de petróleo recién
formado. Los hidrocarburos son muy poco solubles en agua; si existiera la suficiente cantidad de agua, esta baja solubilidad podría movilizar grandes volúmenes de petróleo • • Difusión de los hidrocarburos: No se necesitan grandes cantidades de agua, ya que
los hidrocarburos se moverían por difusión en una fase acuosa estática hacia los almacenes; sería efectivo en distancias cortas. • • Suspensión coloidal: Suspendidas como partículas de petróleo del tamaño de
coloides.
La migración primaria está compuesta por los métodos siguientes: Expulsión de hidrocarburos como protopetróleo.
Migración de los precursores de los hidrocarburos (NO-S) mucho mas solubles, luego en etapas posteriores estos compuestos se transformarían en petróleo.
Expulsión del petróleo en solución gaseosa.
Se expulsa gas a presión que arrastra el petróleo. Migración como fase libre: • Fase del petróleo li bre:
Cuando la roca madre genera hidrocarburos suficientes como para saturar el agua, también pueden formarse pequeñas gotas de petróleo libre en los poros; a medida que el agua es expulsada por compactación, las gotas de petróleo serán también expulsadas hacia los sedimentos de grano grueso. • Desarrollo de un retículo de petróleo libre en los poros:
Las moléculas de petróleo pueden llegar a constituir también un retículo continuo a medida que se unen y desplazan el agua de las zonas donde la estructuración es menor. Una vez constituido el retículo, necesitamos una fuerza que movilice el petróleo: la sobrepresión, bajo la cual se movilizaría el petróleo más fácilmente que el agua. • Retículo tridimensional de kerógeno:
Los hidrocarburos generados en una matriz de materia orgánica o kerogénica, fluirían a través de ella hasta la roca almacén, donde las gotas de petróleo o las burbujas de gas se unirían para desplazarse por gravedad (flotabilidad) hasta la trampa. La presión diferencial que originaría inicialmente el movimiento, puede deberse a la mayor compactación de las arcillas kerogénicas, a la expansión volumétrica que produce la formación de petróleo, la expansión térmica a la migración secundaria concentra el petróleo en lugares específicos (trampas), de donde se extrae comercialmente 2) Secundaria
La migración secundaria concentra el petróleo en lugares específicos (trampas), de donde se extrae comercialmente. La principal diferencia entre la primaria y la secundaria, son las condiciones de porosidad, permeabilidad y distribución del tamaño de los poros en la roca en la cual se produce la migración; estos parámetros son mayores en el carrier bed. Los mecanismos de migración también son diferentes. El punto final de la migración secundaria es la trampa o la filtración a la superficie; Si la trampa es eliminada en un momento de su historia, el petróleo acumulado puede migrar nuevamente hacia otras trampas, o filtrarse hacia la superficie. Fuerzas conductoras principales (main driving forces): 1. Gradiente de presión en los poros: Tiende a mover a todos los fluidos de los poros hacia zonas de menor presión. 2. Condiciones hidrodinámicas
3. Flotabilidad: Fuerza vertical directa, originada por la diferencia de presión entre algunos puntos de una columna continua de petróleo y el agua de los poros adyacentes. Es función de la diferencia de densidades entre el petróleo, el agua de los poros y el peso de la columna de petróleo. Bajo condiciones hidrostáticas, la flotabilidad es la única fuerza conductora en la migración secundaria; En condiciones hidrodinámicas, la hidrodinámica puede ayudar o inhibir la migración secundaria según si actúa a favor o en contra de la flotabilidad. Fuerzas restrictivas: Cuando una gota se mueve hacia los poros de una roca, se efectúa un trabajo para distorsionar esa gota y colarla a través de la entrada del poro; La fuerza requerida es la presión capilar, y es función del radio del poro, de la tensión interfacial de superficie entre el agua y el petróleo, y de la capacidad de humectación del sistema petróleo-roca. La tensión interfacial depende de las propiedades del petróleo y del agua, y es independiente de las características de la roca. Es función de la composición del petróleo (petróleos ligeros con baja viscosidad, presentan reducida) y de la temperatura (decrece con el aumento de la temperatura). La tensión interfacial gasagua es más al taque la de petróleo-agua. La presión de flotabilidad es más grande para el gas. El tamaño de los poros es el factor más importante en la migración secundaria y en el entrampamiento. Una vez que la presión de desplazamiento se ha superado, y la conexión entre gotas de petróleo se ha establecido en los poros mayores de la roca, la migración secundaria tiene lugar. La saturación de petróleo necesaria para producir gotas conectadas, es muy pequeña (4.7-17%). Altura de la columna del petróleo: Cuando las fuerzas conductoras encuentran un sistema de pequeños poros, pueden no ser capaces de vencer el incremento de la presión capilar; en este caso, la entrada no se produce. Si se une a un gran número de burbujas de petróleo, la columna vertical de petróleo generada puede ser suficiente como para producir un incremento en la fuerza de flotabilidad e invadir el sistema de poros finos. Por ello, un sello sólo es efectivo hasta que se alcanza un determinado peso crítico de la columna de petróleo, a partir del cual deja de serlo. Existen dos tipos: Migración lateral (paralela): son los desplazamientos de hidrocarburos en el interior de una formación de la misma edad, sea cual sea la distancia y el desnivel recorridos. Migración vertical (transversal): • “Per ascensum”: si el paso de hidrocarburos se realiza de una formación antigua a
otra estratigráficamente más joven.
• Per descensum”: si el paso de hidrocarb uros se realiza de una unidad estratigráfica
joven a otra más antigua.
Dismigración • Son los desplazamientos de hidrocarburos a la superficie terrestre. • La pérdida de hidrocarburos de una trampa. • Lo que provoca la formación de manifestaciones superfic iales.
Algunos cambios composicionales del HC acumulado podrían responder al tipo de roca sello. Algunas pérdidas pueden darse por efectos tectónicos. La dismigración consiste en la pérdida de livianos por procesos de separación migración. Circunstancia de alivio de presión y pasaje a sustancias en dos fases (oil gas) migración de gas y condensación al haber cambios térmicos la presión debida a fallas provoca que el sistema de una fase se convierta a uno de dos fases con una componente gasífera superior. La causa del movimiento del petróleo a través de las rocas depende de la migración ya sea primaria o secundaria. En la migración Primaria dominan las fuerzas hidráulicas, mientras que en la migración secundaria domina la flotabilidad respecto al agua asociada. Fuerzas de van der Waals Las fuerzas de van der waals (o interacciones de van der waals) es la fuerza atractiva o repulsiva entre moléculas (o entre partes de una misma molécula). Fuerzas de London Fuerzas de London o de dispersión
Las fuerzas de London se presentan en todas las sustancias moleculares. Son el resultado de la atracción entre los extremos positivo y negativo de dipolos inducidos en moléculas adyacentes.
Cuando los electrones de una molécula adquieren momentáneamente una distribución no uniforme, provocan que en una molécula vecina se forme momentáneamente un dipolo inducido. En la figura 4 se ilustra cómo una molécula con una falta de uniformidad momentánea en la distribución de su carga eléctrica puede inducir un dipolo en una molécula vecina por un proceso llamado polarización. Presión de poro La presión de poro se define como la presión que actúa sobre los fluidos en los espacios porosos de la roca. Se relaciona con la salinidad del fluido. La capilaridad es una propiedad de los fluidos que depende de su tensión superficial
la cual, a su vez, depende de la cohesión del líquido y que le confiere la capacidad de subir o bajar por un tubo capilar.
Cuando un líquido sube por un tubo capilar, es debido a que la fuerza intermolecular
o cohesión intermolecular entre sus moléculas es menor que la adhesión del líquido con el material del tubo; es decir, es un líquido que moja. El líquido sigue subiendo hasta que la tensión superficial es equilibrada por el peso del líquido que llena el tubo. Difusión molecular La difusión (también difusión molecular) es un proceso físico irreversible, en el que
partículas materiales se introducen en un medio que inicialmente estaba ausente, aumentando la entropía (Desorden molecular) del sistema conjunto formado por las partículas difundidas o soluto y el medio donde se difunden o disuelven. Normalmente los procesos de difusión están sujetos a la Ley de Fick. La membrana
permeable puede permitir el paso de partículas y disolvente siempre a favor del gradiente de concentración. La difusión, proceso que no requiere aporte energético, es frecuente como forma de intercambio celular. Presión hidrostática Un fluido pesa y ejerce presión sobre las paredes sobre el fondo del recipiente que lo contiene y sobre la superficie de cualquier objeto sumergido en él. Esta presión, llamada presión hidrostática, provoca, en fluidos en reposo, una fuerza perpendicular a las paredes del recipiente o a la superficie del objeto sumergido sin importar la orientación que adopten las caras. Si el líquido fluyera, las fuerzas resultantes de las presiones ya no serían necesariamente perpendiculares a las superficies. Esta presión depende de la densidad del líquido en cuestión y de la altura a la que esté sumergido el cuerpo. P= pgh + Po Donde, usando unidades del SI, • P es la presión hidrostática (en pascales); • p es la densidad del líquido (en kilogramos sobre metro cúbico); • g es la aceleración de la gravedad (en metros sobre l cuadrado); • h es la altura del fluido (en metr os). Un líquido en equilibrio ejerce fuerzas
perpendiculares sobre cualquier superficie sumergida en su interior • Po es la presión atmosférica
Gradiente de Sobrecarga El gradiente de sobrecarga varía de un lugar a otro y debe calcularse para cada zona en especial. Para calcular la presión de sobrecarga se deben de leer datos del registro de densidad a varias profundidades y considerar que la densidad de la roca varía linealmente entre dos profundidades, así como determinar la densidad promedio.
Presión Osmótica Es una fuerza ejercida por solutos encerrados por una membrana semipermeable, como ocurre en el interior de la célula en la cual los solventes pueden ser, proteínas, carbohidratos, urea, iones etc. La membrana semipermeable es la membrana celular que solo permite el paso de agua (sin la actuación de canales) y el solvente es el agua. Fuerzas debidas a la acción bacterial Una de las más importantes funciones de las bacterias es la de liberar el petróleo de los sedimentos. Se efectúa por la disolución de las calizas, las dolomías y de otras rocas calcáreas por el ataque de ácido carbónico y otros ácidos orgánicos producidos por las bacterias. Fuerzas debidas a movimientos tectónicos y a la profundidad de sepultamiento Estas fuerzas comprenden la formación de pliegues y fallas, los terremotos, el gradiente de temperatura.Los pliegues y las fallas estimulan la migración del petróleo y tienden a controlar su dirección, por la forma que tienen y por el reacomodo que sufren sus capas. Los temblores producen movimientos migratorios que agitan los cuerpos de petróleo y agua dando lugar a que actué la gravedad específica diferencial. 1.- Porosidad efectiva de las rocas. 2.- Grado de saturación de las rocas. 3.- Peso específico, viscosidad y cantidad de gas. 4.- La migración es favorecida por fuertes pendientes en los estratos, por las discordancias angulares y por el fracturamiento. 5.- La composición y cantidad de las aguas asociadas con el petróleo afectan su migración. 6.- Tamaño de la garganta del poro. DISTANCIA DE LA MIGRACION
La distancia a través de la cual puede migrar el petróleo, o ha emigrado en el pasado geológico, es función del tiempo. Si se supone una continuidad en la permeabilidad y en el gradiente. Rocas sepultadas a profundidades altamente porosas y permeables son el conducto por el cual el petróleo puede migrar; estas capas se llaman capas conductoras, ascendiendo y descendiendo los hidrocarburos a través de estas rocas por los poros y discontinuidades (porosidad primaria y secundaria). Llegan a las rocas almacén.
VISCOSIDAD (μ) = facilidad de los materiales para fluir, se mide como la resistencia
de una substancia a cambiar de forma. Fuerza por unidad de gradiente de velocidad
Esfuerzo (dinas/cm2), gradiente de velocidad du velocidad dy altura del fluído τ (paralela a la superficie de flujo) Esfuerzo ejercido por el fluido en la base se denomina Velocidad de esfuerzo. Viscosidad disminuye con el aumento de la temperatura. VISCOSIDAD CINEMATICA (υ)= μ/ρ viscosidad/densida
Los hidrocarburos, generados de la roca madre, migran a través de rocas portadoras (llenas de agua) que actúan como conducto migratorio para el petróleo y el gas. La migración primaria es el movimiento desde la roca madre hacia el interior del reservado portador, y la migración secundaria es el movimiento subsiguiente a través del reservado portador hasta el punto de acumulación y concentración de los hidrocarburos.
