Migración Secundaria

Es la concentración y acumulación del petróleo y el gas en el yacimiento. También se conoce como Separación Gravitacional.

Existe una serie de mecanismos que contribuyen al proceso de migración secundaria, como lo son la diferencia de densidad (flotabilidad) de los fluidos presentes en el yacimiento y las fuerzas hidrodinámicas que arrastran partículas de petróleo. El régimen y la dirección del movimiento de agua varían debido a modificaciones continuas de presión de sobrecarga, erosión, deformaciones y geoquímica. El movimiento de fluido probablemente seguirá cualquier vía permeable disponible.

Las partículas microscópicas y submicroscópicas de hidrocarburos arrastradas por el agua en movimiento viajaron con ella hasta que la estructura o la naturaleza de las rocas les obstruyeran el paso o hasta que se separaran por cambios de presión, de temperatura y de volumen de mezcla, momento en el cual se presume que las partículas se unieron entre sí y se acumularon en partículas de mayor tamaño hasta que se flotabilidad fuese efectiva.

La presión capilar es una de las fuerzas a considerar en el proceso de migración secundaria, la magnitud de dichas fuerzas puede ser cuantificada mediante valores de tensión superficial, tamaño de poros y la mojabilidad de la roca. El requisito básico para que se produzca la migración de pequeñas acumulaciones de petróleo en un yacimiento hidrófilo, es que la presión capilar de la interfase petróleo/agua exceda la presión de desplazamiento de los poros de mayor tamaño.

La distribución de equilibrio de gas, petróleo y agua en un yacimiento son el resultado de su flotabilidad. Si en el yacimiento se logra una acumulación de petróleo y gas suficiente para formar una fase continúa y desarrollar flotabilidad, esta fuerza superará la resistencia capilar en los poros saturados de agua, el petróleo y el gas se moverán hacia arriba a lo largo de la red de poros interconectados de mayor tamaño recogiendo partículas dispersas de hidrocarburos en su camino, aumentando su flotabilidad hasta llegar al punto mas alto del yacimiento.

Cuando las partículas de petróleo y gas arrastrados por el agua llegan a una zona anticlinal, las fuerzas gravitacionales tienden a impedir la continuación del movimiento del agua al alcanzar la cresta del anticlinal. Este proceso conlleva a que el petróleo y el gas son retenidos en la zona más alta de la estructura. Al llegar los fluidos a la trampa se produce un nuevo movimiento de separación del gas/petróleo/agua.

La situación es algo diferente en el caso de una trampa estratigráfica, en el cual la permeabilidad decrece buzamiento arriba. el petróleo y el gas migran buzamiento arriba por el fuerza de su flotabilidad hasta el punto donde dicha fuerza o la presión capilar ya no pueden superar la presión de desplazamiento de las rocas de granos m{as fino. Si el agua buzamiento abajo aumenta el efecto de la barrera.

Sin embarga si el agua fluye buzamiento arriba, la combinación de las fuerzas hidrodinámica y la flotabilidad del petróleo y el gas es suficiente para que estos entren en los poros pequeños y, en muchos caos migren a través de la zona de barrera; en este caso solo resulta un yacimiento pequeño.

Fuente:
"Geología del petróleo" .Guía del profesor Orlando Méndez

Entradas populares de este blog

MÉTODOS DE PREDICCIÓN: Muskat y Tarner

Imagen
MÉTODOS DE PREDICCIÓN: Muskat y Tarner. MÉTODO DE MUSKAT El Método es empleado para pronosticar el agotamiento por agotamiento natural de un yacimiento saturado, sin casquete de gas. Muskat presento que el valor de un número de variables que afectan la producción de gas y de petróleo y los valores de las tasas de cambio de estas con la presión, se pueden evaluar en cada paso de agotamiento de presión, considerando el yacimiento como un medio poroso homogéneo a lo largo del cual la presión es uniforme. Lo comparo con un tanque con válvulas de salida distribuidas continua y uniformemente utilizadas para drenar fluidos.Cada elemento de volumen del yacimiento produce a través de su propia salida y no existe intercambio de fluido entre los elementos de volumen. El método utiliza el siguiente procedimiento: -Se calculan unas variables y sus derivadas respecto a la presión a una presión dada. -Suponiendo que las variables y sus derivadas se mantendrán constantes para un período pequeño de c...
Leer más

CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS

La clave para la caracterización de yacimientos siempre ha consistido en desarrollar la capacidad de integrar la información petrofísica proveniente de mediciones puntuales tales como los datos de perforación, los registros y los núcleos, con mediciones de área obtenidas desde la superficie. Mediante la correlación, los geocientíficos intentan rellenar los espacios entre pozos para lograr describir el yacimiento. Uno de los primeros axiomas de la interpretación de registros de pozos solía ser “Asuma un medio isotrópico y homogéneo”. Si bien este supuesto desempeñaba su rol en los análisis iniciales de las areniscas, la complejidad de los carbonatos hizo que las técnicas tradicionales de interpretación sean inaplicables e incluso contraproducentes. En los últimos años, se han hecho grandes avances en la capacidad para producir imágenes entre pozos y el paso de la sísmica a la simulación se ha convertido en una realidad. El sistema de adquisición sísmica de receptor p...
Leer más

POZOS PRODUCTORES

Imagen
La utilización de agua o de nitrógeno como fluido de terminación tiene un impacto en la temperatura del pozo productor. Un año después de la puesta en marcha de la producción, los pozos productores con nitrógeno en el espacio anular alcanzan una temperatura de fondo de 280 ºF, mientras que la temperatura en los pozos productores con agua en el espacio anular asciende a un valor menor, de aproximadamente 250 ºF. La mayor temperatura alcanzada por los productores terminados con nitrógeno, permite conservar los fluidos calientes en su ascenso al cabezal, manteniendo baja la viscosidad del petróleo que fluye dentro de la tubería de producción, lo que implica a su vez mayor velocidad de flujo, menor tiempo de permanencia en el pozo y una tendencia a disminuir las pérdidas de energía en todo el proceso a pesar de que sus temperaturas de flujo sea más elevadas. Se han modelado las pérdidas de calor en los pozos productores, tanto para la terminación con agua en el espacio anular...
Leer más