TEXT.geol.Del Petroleo

Carrera de Ingeniería Petrolera E.M.I.Por: Ing. Hernán Peredo D.

APUNTES GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO

7. CONTENIDOS MÍNIMOS 7.1.- Geología del Petróleo 7.2.- Planeta Tierra, Origen y Estructura 7.3.- Rocas y Características Petrofísicas 7.4.- Fluidos (Agua – Petróleo y Gas) 7.5.- Aguas Subterráneas (Meteóricas y de Formación) 7.6.- Hidrocarburos - Petróleo y Gas 7.7.- Migración de los Hidrocarburos 7.8.- Trampas Hidrocarburíferas 7.9.- Condiciones de Reservorio 7.10.- Mecánica de Reservorio 7.11.- Geología del Subsuelo 8. PROGRAMA ANALÍTICO

CAPITULO I.-GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO1.1.- Definición e Importancia1.2.- Evaluación Histórica1.3.- Relación con otras ciencias

CAPITULO II.- PLANETA TIERRA, SU ORIGEN Y ESTRUCTURA2.1.- Conformación del Planeta Tierra2.2.- Geocronología Formacional del Planeta

2.3.- Cambios Ambientales 2.4.- Teoría Evolucionista de Darwin

CAPITULO III.- ROCAS Y CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS 3.1.- Petrología (Rocas) 3.2.- Clasificación de las Rocas

3.2.1.- Ígneas, Sedimentarias y Metamórficas 3.3.- Condiciones Petrofísicas de las Rocas

3.3.1.- Porosidad, Permeabilidad 3.4.- Roca Madre y de Reservorio

CAPÍTULO IV.- FLUIDOS

4.1.- Origen de los Fluidos 4.2.- El Agua 4.3.- Petróleo y Gas

CAPITULO V.- AGUAS SUBTERRANEAS 5.1.- Clasificación de las Aguas Subterráneas 5.1.1.- Meteóricas, de Formación y Mixtas 5.2.- Principales Componentes Químicos

5.2.1.- Sal Mueras y su origen

CAPITULO VI.- EL PETRÖLEO Y GAS 6.1.- Proceso de Formación de los Hidrocarburos 6.2.- Características de un Reservorio


6.3.- Condiciones de Presión y Temperatura 6.4.- Clasificación General de Hidrocarburos. 6.5.- El Gas

CAPITULO VII.- MIGRACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS 7.1.- Migraciones: Corta y Larga, Primaria y Secundaria 7.2.- Teorías sobre Migraciones 7.3.- Tipos de Hidrocarburos por Migración 7.4.- Fenómenos de Desplazamiento y Flotabilidad CAPÍTULO VIII.- TRAMPAS HIDROCARBURÍFERAS 8.1.- Trampas Estructurales y Estratigráficas 8.2.- Trampas por Fallamiento 8.3.- Trampas por Domos Salinos e Intrusiones Ígneas 8.4.- Trampas Combinadas

CAPÏTULO IX.- CONDICIONES DE RESERVORIO 9.1.- Condiciones Estructurales y Petrofísicas en un Reservorio 9.2.- Períodos (Estático – Dinámico) 9.3.- Gradiente de Presión 9.4.-Gradiente de Temperatura CAPITULO X.- MECÄNICA DE RESERVORIO 10.1.- Relación de Fases 10.2.- Sistemas 10.3.- Grado de Libertad 10.4.- Fenómenos durante la Producción Primaria 10.5.- Fenómenos Interfasiales (fuerzas de Van Der Wals) 10.6.- Recuperaciones: Secundaria y Terciaria 10.5.1.- Regla de fases de Willard

CAPÏTULO XI.- GEOLOGÏA DEL SUBSUELO 11.1.- Prospecciones Geofísicas 11.2.- Estructuras Hidrocarburiferas en Bolivia

11.2.1.- Subandino Norte11.2.2.- Subandino Centro11.2.3.- Subandino Sud

Geología del Subsuelo 11.3.- Perfiles 11.4.- Mapas: Geológico-Estructurales e Isopáquicos 11.5.- Control Geológico en Pozos Exploratorios 9.- BIBLIOGRAFÏA 9.1.- Bibliografía Básica:

Geología Física – Arthur HolmesRocas Sedimentarias – PettijohnGeología Estructural – Marland P. BillingsGeología Estructural – L.U. SitterHidrología Subterranea – E. Custodio y M. Llamas

9.2.- Bibliografía Especializada:Geología del Petróleo – Landes K.K.Geología del Petróleo – Levorsen A.I.


Geology of Petroleum – GullermotBasic Petroleum Geology – Ed. OGCI - Oxford

10. DISTRIBUCIÓN DE TIEMPO POR ACTIVIDADES

10.1 Primera Etapa: Iniciación

10.1.1 Primera semana: Actividades propedéuticas y diagnóstica, estudio planificación curricular semestral.

10.2 Segunda Etapa: Ejecución 10.2.1 Segunda a Decimoctava semana:

Desarrollo y ejecución de las unidades de estudio programadas, actividades que se realizarán en aula y extra clase. (Trabajos investigativos)

Evaluación continua-formativa del proceso de Enseñanza y aprendizaje. Información de retorno para retroalimentar y fijar los conocimientos del desarrollo

proximal hacia el desarrollo potencia!, sobre la base de un aprendizaje significativo.

10.3 Tercera Etapa: Finalización10.3.1 Decimonovena semana a vigésima semana:

Actividades de reajuste y complementaciones, Evaluación acumulativa o sumativa. Promoción de acuerdo al resultado evaluativo de pruebas, de acuerdo a normas

establecidas.

Ing. HERNÄN PEREDO D. Responsable del Plan de Asignatura


TEXTO DE CONSULTA

DESARROLLO DE TEMAS – GEOLOGIA DEL PETRÓLEO

Capitulo I.- GEOLOGÍA DEL PETROLEO

1.1.- Definición e Importancia.- Es una rama de la Geología General, que se ocupa de la aplicación en la búsqueda de hidrocarburos. Estudia el origen, mecánica de migración, almacenamiento y preservación de los hidrocarburos.

1.2.- Evaluación Histórica.- La importancia de la Geología del Petróleo radica, a partir del descubrimiento de los hidrocarburos por el Cap Edwin Drake en 1859 en Pensilvania y que creció hasta 1900. La primera companía petrolera del mundo fue fundada como Standard Oil Co. Por John Rockefeller en 1870; en 1920 aparese la rama como geología del petróleoEn 1929 se realiza los primeros perfilajes de pozos petroleros en California (EEUU).En Bolivia, entre 1916 – 1920 se adjudica 3 millones de hectáreas a la empresa Standard Oil de N.J. (EEUU), 1920 por 50 años el gobierno de Bolivia concede otros 3 millones de hectareas a la empresa Richmond Levering and Co. De NY. (EEUU); hasta 1925 se hizo muy poco o nada en desarrollo petrolero, mas al contrario, Richmond vende sus acciones a la Standard y este acaparamiento dura hasta 1937, año en que se pide la caducidad del contrato por la instalación de un oleoducto clandestino por parte de la standard, desde el pozo Bermejo 2 hacia Agua Blanca (lado Argentino). Posteriormente, se realizaron concesiones a las empresas: Mc Carthy 1953 y con Gulf Oil Co. 1956; este último fue nacionalizado quedando todo en poder de Y.P.F.B., que fue fundado en 1936.En 1996 es capitalizado YPFB por el gobierno boliviano, posteriormente nacionalizado en 2007 por otro gobierno boliviano en turno.

1.3.- Relación de la Geología Petrolera con otras Ciencias.- La base académica del geólogo petrolera radica en el conocimiento basto sobre: Matemáticas, Física , Química, Geología Histórica, Mineralogía, Petrografía, , Paleontología, Sedimentología, Estratigrafía, Geología General, Geología Estructural, Geofísica, Geoquímica, Mecánica de Fluidos, Paleogeografía, Geotectónica de placas, Dinámica Continental, Orogénesis, Fotogeología, y mas que todo Geología de Campo; así mismo debe estar familiarizado sobre interpretaciones y correlaciones de los diversos tipos de perfiles de pozos (registros: eléctricos, radioactivos, sónicos, neutrónicos, y otros), elaboración de mapas estructurales, contorneo de estructuras, Ingeniería Ambiental etc., etc..


Capitulo II.- PLANETA TIERRA, SU ORIGEN Y ESTRUCTURA

Su origen desde el punto de vista de las ciencias, es referida a la Teoría del Big Bang (conocido como la teoría cósmica).

2.1.- Conformación del Planeta Tierra

=0Km. Granito d=2- 2,7gr/cc

Corteza. Rígida SIAL Disc.CONRAT =20Km Basalto d=2,95gr/cc

Litósfera d=2- 3,4 gr/cc Disc., MOHO =70Km

Basalto Plástico d=3,4gr/cc Manto Superior Astenosfera SIMA (Fe-Mg) d=3,4- 4,5gr/cc Basalto Fluido =150Km

Manto Inferior Mesosfera SIMA Basalto Fluido =700Km d=4,5- 6gr/cc

Núcleo Exterior FENI (Fe-Ni) Disc. GUTEMBERG =2900 Kmd=9,8- 12gr/cc

Núcleo Interior NIFE (Ni-Fe) Disc.WIECHERI =5.100Kmd=12- 12,5gr/cc

Centro Núcleo =6.370Kmd=12,5gr/cc

2.2.- Cuadro Geocronológico.- Referido desde el punto de vista geológico, a la edad de las rocas, divididos para su estudio en unidades como Eón, Era, Período, Época y Edad. A continuación se presenta un cuadro Geocronológico.


CUADRO GEOCRONOLÓGICA

(Sistema) (Serie) (Piso)ERA PERIODO EPOCA EDAD (MM/a. atrás )

Cuaternario Holoceno (Reciente) 0,01 - 0,0Pleistoceno 2 - 0,01

CenozoicaPlioceno 5,3 - 2

Terciario Mioceno 23 - 5,3Oligoceno 36 - 23Eoceno 53 - 36Paleoceno 65 - 53

Cretácico 140 - 65Mesozoica Jurásico 205 - 140

Triásico 250 - 205

Pérmico 290 - 250Carbónico 355 - 290

Paleozoica Devoniano 410 - 355Siluriano 440 - 410Ordovícico 510 - 440Cámbrico 570 - 510

Proterozoica Precámbrico 2.400 - 570 Arqueozoica 4.500 - 2.400

Referencia: MM/a. atrás = Millones de años atrás

UNIDADES GEOLÖGICAS

Cronoestratigráfica: Eón – Era – Sistema – Serie – Piso.

Geocronológica: Eón - Era – Período – Época – Edad

Litoestratigráfica: Súpergrupo – Grupo – Formación – Miembro – Estrato o Capa

Bioestratigráfica: Biozona - Biohorizonte

Geotectónica: Era – Período – Orogenia – Ciclo - Fase


Capitulo III.- ROCAS Y CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS

3.1.- Petrología .- Estudio de las rocas, comprende su descripción, clasificación y la interpretación de su génesis. 3.1.1.- Petrografía.- estudio de las rocas desde el punto de vista de su composición, textura, propiedades Físicas, Químicas y Petrofísicas.

3.2.- Clasificación General de las Rocas.- Se clasifican en tres grandes grupos:

IGNEAS SEDIMENTARIAS METAMORFICAS

Intrusivas (Plutónicas) Clásticas (contin-marinas) RegionalExtrusivas (volcánicas) Químicas y/o evaporíticas De Contacto

Orgánicas Metasomáticas

3.2.1.-ROCA IGNEA.- Son aquellas rocas formadas a partir de un magma (Cámara magmática), intervienen grupos minerales como silicatos, óxidos, carbonatos, sulfuros y sulfatosRocas Ígneas Extrusivas.- Por lo general, se refieren a las rocas exógenos de origen volcánica (Piroclasticas ò Ignimbriticas).Rocas Ígneas Intrusivas.- Rocas emplazadas bajo la superficie, en forma de plutones graníticos y/o batolitos.

3.2.2.-ROCA SEDIMENTARIA.- Son las rocas clásticas formadas a partir de rocas prexistentes, sometidos a procesos de meteorización, transporte, depositación en cuencas y posterior compactación, seguido de cementación, díagénesis y metasomatismo; pueden ser Continentales ( glacial, desértico, fluvial, lacustre) y/o marinos, también comprenden a las rocas Químicas y/o Evaporíticas y Orgánicas.Rocas Sedimentarias Clásticas.- Son rocas depositadas mecánicamente, compuestos por fragmentos de rocas pre-existentes, comprenden: Cataclásticos, Piroclásticos y Epiclásticos, este último contenido en la Tabla de Went Worth.Rocas Sedimentarias Químicas y/o Evaporíticas.- Son rocas formadas por precipitaciones químicas, debido a una sobresaturación en su concentración, acompañados muchas veces por una evaporación intensiva en la cuenca, sea esta marina o continental (carbonatos-sulfatos-cloruros-poli cloruros, nitratos, etc.).Rocas Sedimentarias Orgánicas.- Son aquellas que se forman a expensas de restos orgánicos como el plancton (fauna y flora marinas), también se consideran a las plantas y animales continentales.

3.2.3.-ROCAS METAMÒRFICAS.- Tanto las rocas ígneas como las sedimentarias, sufren por efecto de soterramiento (temperatura y presión), procesos de recristalización de sus minerales, que se muestran como listados, foliaciones y crecimiento de sus cristales de minerales con cierta orientación y comprenden:Rocas Metamórficas Regionales.- Son creados mayormente por efectos tectónicos, que producen temperaturas y presiones altas , el hecho suscita un cambio gradual en la forma y estructura interna de las rocas, que son llevadas acabo en un estado plástico sin llegar a fundirlo.Rocas Metamórficas de Contacto.- Las intrusiones magmáticas alteran a las rocas circundantes, produciendo el metamorfismo de contacto, con cierto cambio en su composición mineralógica inicial.Rocas Metasomáticas.- Donde las rocas prexistentes cambian de composición química por reemplazo, manteniendo su estructura cristalina original o anterior.


CUADRO DE ROCAS SEDIMENTARIAS

(Went Worth)

Sedimento Compacto Volcánico Tamaño (mm)Bloque Aglomerado Aglomer. Volcánico 256 - 64

Grava Brecha-Conglomerado Brecha volcánica 64 - 2

Arena muy gruesa Arenisca m.g. Toba gruesa 2 - 1/16

Arena gruesa Arenisca g.

Arena media Arenisca m.

Arena fina Arenisca f.

Arena muy fina Arenisca m.f.

Limo Limonita Toba fina 1/256

Arcilla Arcillita-lutita < - 1/216

3.3.- Condiciones Petrofísicas de las Rocas.- Desde el punto de vista hidrocarburífero, comprenden dos tipos de rocas: Rocas formadas en cuencas marinas y rocas formadas en cuencas continentales; ambas presentan características peculiares en cada caso, debido a los ambientes de formación y las condiciones en las cuales han sido formadas. Entre las condiciones principales que posee una roca, están la porosidad y la permeabilidad.

3.3.1.- Porosidad y Permeabilidad.- Las rocas reservorias, para ser tales deben reunir fundamentalmente las propiedades principales de porosidad y permeabilidad, sean estas primarias ó secundarias y en función de ello están las capacidades de contención de hidrocarburos.La Porosidad, son los espacios vacíos, que conforman parte del volumen total de la roca. Se considera 4 niveles de porosidad: Excelente, Buena, Regular y Pobre.La Permeabilidad, son las interconexiones de los espacios porosos, que permiten atravesar un fluido sea esta líquido ó gaseoso; esta propiedad es la que se conoce como permeabilidad, que puede ser: primaria y/o secundaria; se consideran tres tipos de permeabilidades: Permeabilidad Absoluta, Efectiva y Relativa. Permeabilidad Absoluta.- Medida cuando se considera un solo tipo de fluido en los poros. Permeabilidad Efectiva.- Cuando hay más de un fluido, inmiscibles. Permeabilidad Relativa.- Es la relación de permeabilidad efectiva de un fluido determinado a la permeabilidad absoluta.

Cálculo de Porosidad.- Existen métodos adecuados para la medición de porosidad y permeabilidad; Para la porosidad se utiliza generalmente el método de la relación entre el volumen de los espacios vacíos (Ww – Wo) y el volumen total de la muestra (V).

Ww - WoP = -----------. 100 = Porosidad

V


La medición es porcentual

La permeabilidad en laboratorio se determina a través de la medición de caudales. (Fig.1) H K=Coeficiente de permeab.

Q = KA---- = Caudal A=Área de la sección L H=Diferencia de carga en la

entrada y salidaL= Long. del recipiente

3.4.- Roca madre.- Constituye una roca pelítica depositada en una cuenca sedimentaria, rica en materia orgánica, que en condiciones de presión y temperatura da origen a los hidrocarburos. Como rocas madre se consideran: En el Subandino Norte: Fm. Kirusilla del Silúrico, Fm. Tomachi del Devónico, Fm. Copacabana del Pérmico y el Grupo Retama del Carbonífero. En el Subandino Sur: Fm. Kirusilla del Silícico, Fm. Icla, Los Monos e Iquiri del Devónico; Fm. Itacuami del Carbonífero, m. Vitiacua del Permico superior.

3.5.- Roca Reservoria.- Es la roca que sirve de almacén a los hidrocarburos que migran a partir de la roca madre, son rocas por lo general porosas y permeables. Como rocas reservorio se consideran:En el Subandino Sud: Fm. Tarabuco del Silúrico,Fm. Santa Rosa, Huamampampa, Los Monos e Iquiri del Devoniano, Fm. Tupambi, Fm. Tarija/Chorro, Scarpment y San Telmo del Carbonífero, Fm. Cangapi y Fm. Ipaguazú del Carbonífero, Fm.Tapecua, Fm. Castellon y Fm. Ichoa del Jurásico y Fm. Petaca del Terciario.- Rocas sello.- Se indican a las siguientes formaciones: Kirusilla del Silúrico, Icla y Los Monos del Devónico; Itácua, Itacuamí, Scarpment y San Telmo del Carbonífero; Vitiacua, Tapecua y Castellón del Jurácico y Yecua del Terciario. 3.5.1.- Roca Reservoria Marina.- Formadas en cuencas marinas con elementos detríticos de un sedimento, con porosidad y permeabilidad primaria; como ejemplo se tiene a las areniscas de diferente granulometría, y espesor

3.5.2.-Roca Reservoria no marina.- Rocas que de origen no poseen porosidad ni permeabilidad primaria, pero que por acciones tectónicas sufrieron intenso fracturamiento, creando una alta permeabilidad secundaria. También pueden formarse por disoluciones posteriores; como ejemplos citamos: rocas carbonáticas (calizas), cuarciticas; también existe cierta posibilidad en rocas ígneas, y/o metamórficas.

CAPITULO IV.- FLUIDOS

4.1.- Origen de los Fluidos.- En un reservorio hidrocarburífero por lo general se presentan tres tipos de fluidos en una disposición ascendente desde el más pesado hasta el más liviano; tal es que la base está ocupada por el agua, seguida de petróleo líquido y por ultimo el gas como coronante (casquete de gas) dentro de una estructura.Los orígenes de los hidrocarburos están relacionados a la materia orgánica que poseen los sedimentos pelíticos y el agua por lo general guarda relación con el agua de las cuencas sedimentarias o con las aguas meteóricas provenientes de la lluvia, por infiltración.En presencia de presión y temperatura, todo fluido muestra variaciones en sus propiedades físicas y algunos químicas, además que dependen de muchos otros factores, los mismos que serán descritos posteriormente.


4.2.- El Agua.- Es el fluido cuya composición química es H2O y el tercer fluido que acompaña a los hidrocarburos dentro de un yacimiento hidrocarburífero.El agua es el elemento más abundante que existe sobre la superficie del planeta tierra, abarca más del 70% ocupado por océanos, mares, lagos, lagunas, represas y en el subsuelo como acuíferos libres .

En un reservorio, las aguas se presentan como: Aguas Libres y Aguas Intersticiales, las que serán descritas mas adelante.

4.3.- Petróleo y Gas.- Se trata de compuestos hidrocarburíferos conformados por carbón e hidrógeno en sus tres estados: Gaseosos (gas), Líquidos (petróleo) y Sólidos (alquitranes).4.3.1.- Origen de los hidrocarburos.- Existen varias teorías al respecto, entre ellas se tienen:

Heckel 1725-(médico).- A partir de restos de plantas y animales.Broldurgen 1778- (naturista alemán).- A partir del carbón por la acción de la temperatura de

la tierra.Haquet 1794.- A partir de la fauna marina, por su relación con el agua salada.Hatchett 1798.- Determinó el carácter químico del petróleo, llegando a relacionar con el

carácter orgánico (a partir de plantas y animales).Rozety (aleman) y Lenz (ruso)- 1831.- Relacionaron el orígen con los volcanes, por

sublimación.Rusos y Americanos- 1926 .- Plantearon el origen del petróleo, por la acción bacteriana sobre

substancias orgánicas; así se formularon un número muy grande de enfoques teóricos sobre el origen del petroleo, entre ellos tambien se cuenta con el trabajo de Levorsen quien plantea condiciones que limitan la formación de los hidrocarburos basado en 8 puntos:

1.- Se encuentran generalmente en sedimentos de origen marino.2.- El petróleo es una mescla compleja de muchos hidrocarburos (diferentes composiciones)3.- Los petroleos se encuentran en rocas desde el Precámbrico hasta el Pleistoceno.4.- La presencia de Porfirina en el petróleo, indica que la temperatura de formación no

sobrepasa los 200ºc. 5.- La Porfirina también indica, que fue llebado acabo en un ambiente reductor.6.- Las condiciones de variación para temperatura y presión son: Temperatura de 100 – 220ºc y

la presión de 1 atm. (14,7 lb/pulg2 (psi)) y 8000psi.7.- El origen del petróleo debe ser independiente de los efectos de migración (no existe

diferencia entre hidrocarburo insito y migrado). 8.- La formación de los hiodrocarburos, no están condicionados al tiempo, sino a factores

como: Existencia de Materia Orgánica, Presión y Temperatura (maduración de materia orgánica e ingreso a la ventana de generación de hidrocarburos (geoquímica)). Los hidrocarburos en función a su cadena de carbones son tipificados:

Nº de Carbones Tipo de Hidrocarburo1 – 4 Gas5 – 10 Gasolinas (condensados)11 – 20 Diesel21 – 40 Aceites41 - > Asfaltos

- Es difícil concebir el origen de los hidrocarburos a partir de rocas Ígneas y Metamórficas (formación a temperaturas muy elevadas), pero no se descarta que pueden constituirse en reservorios, por fracturamientos.- La relación de materia orgánica en sedimentos marinos es: seres vivos marinos alcanza a 10 Tn. Las bacterias tienen una capacidad de reproducción 10 individuos en 24 hrs., en 8 días igualarían al volumen de la tierra; pero por la insuficiencia de algunos elementos necesarios para su subsistencia, su desarrollo está enmarcado dentro la “Ley del mínimo” que rige para conservar el equilibrio natural.


- Según el contenido natural de alimento existente en un ambiente marino, las cuencas se dividen en: Oligotrópicas, Eutróficas y Disotrópicas.

CAPITULO V.- AGUAS SUBTERRÁNEAS

5.1.- Clasificación de aguas subterráneas en un Yacimiento de Hidrocarburos.- En Meteóricas, Fósiles o congénitas y Mixtas.

5.1.1.- Aguas Meteóricas.- Proveniente de las lluvias, contiene por lo general anhídrido carbónico, lo cual le da la capacidad para formar carbonatos y bicarbonatos (estalactitas y estalagmitas).5.1.2.-Aguas de Formación, Fósiles o Congénitas.- Son aguas por lo general marinas, soterradas, de alta salinidad, que en zonas de oxidación forman aguas con predominio de sulfuros y sulfatos y en zonas de reducción con carbonatos.5.1.3.-Aguas Mixtas.- En muchos casos circulan aguas cuyo resultado es la mezcla de las anteriores, por esta razón se encuentran con diferentes valores de salinidad en una misma formación (diferentes estructuras y algunas veces en un mismo campo)

Agua en un yacimiento petrolero.- Se consideran dos tipos de aguas, conocidas como Agua Libre y Agua Intersticial.Aguas Libres.- Las tres clases de aguas anteriormente citadas, son aguas de libre circulación a través de los estratos porosos, los mismos que son por lo general desplazados por los hidrocarburos, durante su entrampamiento.Aguas Intersticiales.- son aquellas que envuelven, al grano en forma de una película fina y por lo general son irreductibles, como saturación en un yacimiento representa del 10 – 50%.

5.2.- Principales Componentes Químicos de las aguas de yacimientos petrolíferos.- Palmer agrupa en dos grupos radicales:

Grupo 1.- Álcalis: Bases Primarios = Na – K Bases Secundarios = Ca – Mg – Ba

Grupo 2.- Ácidos: Fuerte = SO4 – Cl – NO3 Débiles = CO3 – HCO3 – S2

5.2.1.- Sal mueras y su Origen.- La Naturaleza de una Sal Muera se describe en términos de su valor de reacción, según la combinación de las siguientes propiedades:

1.- Salinidad Primaria.- Ácidos fuertes combinados con bases primarios 2.- Salinidad Secundaria.- Ácidos fuertes combinados con bases secundarios 3.- Alcalinidad Primaria.- Ácidos débiles combinados con bases primarios

Condiciones: a.- La salinidad primaria y la alcalinidad secundaria, siempre están presentes

b.- Si ácidos fuertes > a bases primarias, la tercera propiedad será salinidad secundaria c.- Si ácidos fuertes < a bases primarias, la tercera propiedad será alcalinidad primariaOrigen de la sal muera, está relacionada con:

- Las arcillas en una cuenca marina, tienen un poder de absorción muy grande por el Na y K - Al pasar el agua, de las arcillas a las rocas porosas del reservorio por compactación.


- La presencia de volcanismo submarino y cenizas volcánicas continentales; en distintos momentos del pasado geológico.- En cuencas cerradas o de brazos de un mar semienterrado (que posteriormente resultaron enterrados).

5.2.1.1.-Efectos de las aguas intersticiales.- 1.- Hay una relación general entre la naturaleza de la porosidad, la permeabilidad, el tamaño de los granos y la cantidad de agua intersticial que contiene. El agua absorbida e intersticial, no es tan importante en los reservorios de petróleo, donde los poros son grandes2.- El espacio poral ocupado por el agua, reduce las reservas recuperables de hidrocarburos de un yacimiento.3.- El agua del reservorio con su contenido mineral disuelto, es un agente químico que ejerce una influencia química y física, en el contenido mineral de la roca reservoria.4.- La película de agua absorbida, hace que no exista las relaciones interfaciales entre el petróleo y la roca, si no solamente las relaciones interfaciales entre el petróleo y el agua.5.- Por disminución en la presión del fluido en el curso de la explotación, hace que precipite las sales (Cl Na y K, CO3Ca y Mg) del agua intersticial. Una diferencia en la temperatura y la presión, entre el reservorio y la superficie, también permite la precipitación de las sales en el agua extraída.6.- Las aguas de yacimientos petrolíferos, sus sales disueltas son electrolitos; por esta razón su resistividad disminuye a medida que aumenta la salinidad.

5.2.1.2.- Formas de recuperar fluidos de un reservorio y sus mediciones.- Existen tres formas de recuperación representativa: por core o testigo preservado, multiprobador de formación, y durante la producción para evaluaciones.Se realiza las mediciones de salinidad en un laboratorio químico adecuado y también en un pozo petrolero en construcción (exploratorio).

5.2.1.3.- Medidas de Saturación de agua intersticial.- Se pueden medir de dos maneras: análisis de testigos en laboratorio y por cálculo matemático mediante el factor de formación y resistividades (perfiles eléctricos).

Relación entre el Factor de Formación y la Resistividad de la Roca.-

Rt = F.Rw (Resistividad verdadera de la roca) F= Factor de formación Rw= Resist. De agua salada (SP)

F = Rt/Rw = 1/P S = P P=Porosidad (SP, Sónico, Micro) m = Factor de cementación (1-3)

Rt = Rw/P S, de donde n = Factor de saturación (1,9 -2)

nSw = F. Rw/Rt (saturación por agua);

So = 1 – Sw (saturación por hidrocarburo)

A una disminución de porosidad y/o permeabilidad, existe aumento de la resistividad de la formación.


5.2.1.3.- Uso de los Análisis químicos de aguas.1.- Se aplica en la interpretación de los perfiles eléctricos; la resistividad de las aguas de un yacimiento se mide en Ohm/m.2.- Las múltiples formaciones productivas de los reservorios de los diferentes campos, pueden ser distinguidos y relacionados por medio de sus análisis químicos de sus aguas.3.- Al paso de una formación menos profunda a más profunda, los cambios radicales en la concentración de sales indican, que el ambiente geológico ha cambiado.4.- Se pueden determinar, si las aguas extraídas junto con el petróleo, vienen del reservorio productor o proviene de formaciones superiores, debidos a cementaciones insuficientes de las cañerías o a filtraciones en las tuberías debido a rajaduras.5.- La mezcla de agua de distinto tipo, promueve la formación de incrustaciones en las tuberías de producción, que provoca la corrosión, particularmente debido a la presencia de H2S, que forman sarros duros de sulfatos de: Bario, Estroncio, Calcio y sarros blandos como el CO3CA debido a la perdida de CO2 del agua, en función a una disminución de presión.

CAPITULO VI.- HIDROCARBUROS - PETRÓLEO Y GAS

6.1.- Proceso de Formación de los Hidrocarburos.- Los hidrocarburos se forman a partir de la Roca Madre, rica en materia orgánica por efectos de presión y temperatura adecuadas (ventana de generación de hidrocarburo por maduración).Una de las formas, es por consumo del oxígeno de la materia orgánica por bacterias (con enriquecimiento en carbón e hidrógeno) y el otro es por presión y temperatura adecuadas (maduración), alcanzando la ventana de generación hidrocarburífera. Un hidrocarburo esta conformado por moléculas de carbón e hidrógeno.

6.1.1.-Estados del Hidrocarburo.- Los Hidrocarburos se presentan en tres estados: gaseoso, líquido y sólido y que son inmiscibles en el agua.

C1 – C4 = GAS; C5 – C40 = LIQUIDO; > C41 = SÓLIDOS

6.1.2.-Composición del petróleo Crudo.- Varían mucho en cuanto a su composición química (compuestos de hidrocarburos) y también referente a sus propiedades físicas.

Unidad de Medida volumétrica del petróleo crudo.- Se miden por lo general en barriles.

1 bl = 42 gal EEUU = 158,76 lt ; Peso promedio =140,6 kg

6.2.- Características de un ReservorioPor lo general las Rocas Madre, están conformadas por pelitas (arcillas), ricas en materia orgánica, en cambio las Rocas Reservorias están representadas por psamitas (areniscas) o por rocas fracturadas; en ambos casos un reservorio de petróleo está integrado por 4 elementos esenciales: Roca Recipiente, Espacio Poral, Contenido de Fluidos y Trampa Reservorio.(sello). Las Rocas Reservorias están ligadas al término Reserva, que está relacionada con la expresión de preservar o guardar, susceptible de ser recuperado en un futuro próximo. Se conocen diferentes tipos de reservas:


6.2.1.- Reserva Recuperable- Es el volumen de hidrocarburo que será posible extraer del reservorio, en condiciones rentables a lo largo de su vida útil y su cálculo es:

Rr = vol. roca x Porosidad x Saturación (1 – Sw) x % Recuper. (Pres., Temperat.)

En el ámbito hidrocarburífero se emplean tres tipos de reservas:

6.2.2.- Reserva Probada.- Cantidades de hidrocarburos que se estiman para ser recuperados en forma económica y con técnicas disponibles.

6.2.3.-Reserva Probable.- Los datos geológicos dan una razonable probabilidad de ser recuperados

6.2.4.- Reserva Posible.- Tomados en consideración solo por mera especulación.

6.3.- Condiciones de Presión y TemperaturaLas condiciones para la formación de hidrocarburos a partir de la roca madre, se establece en base a las acciones o condiciones de presión y temperatura.6.3.1.- La Presión.- En una columna estratigráfica, la presión es debido al peso litostático que ejercen las capas superiores (gradiente de presión o hidrostático) y son las que determinan la litificación de las capas sedimentarias (díagénesis) y formar los estratos de rocas. Las anomalías de presión se las conoce como Anomalías Isobáricas.6.3.2.- La Temperatura.- Se encuentra relacionada con la gradiente geotérmica de la tierra, que resulta de la diferencia entre la temperatura de la formación y la temperatura media anual; las anomalías térmicas se conocen como Anomalías Isotermas (igual valor). El principio de la gradiente geotérmica establece “Cada 33m de profundidad aumenta 1ºc de temperatura”.La ventana de generación de hidrocarburos se considera dentro el rango de 90 a 220ºc de temperatura; por encima del límite máximo de temperatura, la materia orgánica llega a quemarse, en estas condiciones no se forma hidrocarburo.

6.4.- Clasificación General de los Hidrocarburos

Alifáticos AromáticosParafínica

Saturados Naptenica (ciclo) Insaturados InsaturadosIsoparafinica Bencénicos

Alcanos Alquenos Alquinos (por su estructura)

Hidrocarburos Saturados.- (CnH2n+2) Las valencias de todos los átomos de C, son saturados por ligaduras simples covalentes, ej: metano (CH4)Hidrocarburos Insaturados.- Las valencias de algunos átomos de C, no son saturados por ligaduras simples, están conectados entre sí por ligaduras múltiples covalentes, por ej: el benceno (C6H6)


Conceptos:Isómeros.- Son substancias de la misma composición, pero tienen distinta estructura molecular, por tanto distintas propiedades ej: Butano (CH3 (CH2)2 CH3) e Izobutano (CH3)2 CH CH3 Los Isómeros se presentan a partir del Butano y se incrementan rápidamente, así se tienen por ejemplo.

Serie Parafínica Serie OlefinicaNormales Isomeros Normales Isomeros Butano 1 Buteno 1Pentano 3 Hexeno 13Hexano 5 Hepteno 27Octano 18Decano 75

Tridecano 802OctadecanoC18H38 60.523

Lo que explica la gran complejidad de la familia de los hidrocarburosPolímeros.- Es el proceso de unir pequeñas moléculas en un sola molécula mas grande (moléculas complejas), inverso del craqueo.Craqueo.- (descomposición por destilación), donde los componentes menos volátiles del petróleo sufren modificaciones complejas, al ser expuestos a altas temperaturas y presiones con o sin la presencia de catalizadores; de este modo se rompen las ligaduras C-C, produciéndose varios compuestos con puntos de ebullición mas bajos; dicho de otra manera, procedimiento térmico o catalítico con modificación de la estructura química de sus constituyentes.

Hidrogenación.- Es el agregado de H2 a los átomos de C de ligadura doble o triple ej: C2H4 + H2 C2H6

6.4.1.- Series de Hidrocarburos.- Son 4: Parafínicas, Napténicas (ciclo-parafinas), Aromáticas y Asfálticas (residuos). (Fig.)

Serie Parafínica (CnH2n+2).- Son de la serie saturada, de cadena no ramificada, conocidas también como alifáticas.CH4 – C4H10 Gas natural (gases)C5H10 – C10H22 Gasolinas (líquidos)C11H24 – C20H42 Diesel (líquidos)C21H44 – C40H82 Aceites (líquidos)C41H84 - > Asfaltos (sólidos)

Serie Napténica o Cicloparafinas (CnH2n).- De anillos cerrados saturados, son isómeras con la serie de las olefinas ej: ciclo propano (C3H6) y el propileno (serie olefinica) (C3H6). (Fig.)CH2 CH2 CH2 (propano) CH2: CH CH3(propileno)Serie Aromática (CnH2n-6 ).- De anillos cerrados (Carbo-cíclica) no saturada, se tienen como ejemplos: Benceno (C6H6), Tolueno o metil benceno (C6H5 CH3), Xileno o dimetil benceno (C6H4 CH3 CH3). (Fig.) Serie Asfáltica.- Asociados con los naptenos o ciclo parafinas, son una mezcla de sólidos y líquidos que contienen cantidades residuales de gases como: S, N, O.


Grupo del S. - Los petróleos contienen azufre en forma de S libre, SH2 (sulfuro de hidrógeno), SH (sulfidrico), con el que forma el grupo de los mercaptanos ej: C3H8S (polimercaptano); S2 (bisulfuros) ej: C4H6S2 (hiposulfurbutano)Grupo del N.- En el petróleo se encuentran formando las Piridinas (C5H2N) y las Quinolinas (C9H7N).Grupo del O.- Esta presente como O libre, Fenoles (C6H5OH), Ácidos grasos (C6H5O6), Ácidos orgánicos napténicos (CnH2n-1(CO OH)), Grupo Carboxilo (CO OH): O y substancias asfálticas que se forman por oxidación y polimerización de ciertos hidrocarburos.Substancias Misceláneas.- Se refieren a restos orgánicos, elementos metálicos (Si, Fe, Al, Ca, Mg, Cu, Pb, Sn, Ar, Sb, Zn, Ag, Ni. Cr, Mo, Va. U, etc,), presencia de ClNa y K; en algunos petróleos es preciso desalar.

Por su Gravedad Específica.- . Se clasifican en: Ligeros > 31.3ºAPIMedios 31.3 – 22.3ºAPIPesados 22.3 – 10ºAPI

6.4.2.-Propiedades Físicas de los hidrocarburos:Color.- Se presentan mostrando coloraciones desde incoloro hasta negro, pasando por amarillento, verdoso, naranja, rojizo y marrón.Aspecto.- Desde opaco hasta traslúcido.Olor.- Característico a kerosén y otros perfumados (aromáticos).Solubilidad. - Es soluble en éter, acetona, bisulfuro de carbono, bensol, bencina, cloroformo, alcohol caliente.Densidad.- Desde 0,7 – 0,85 gr/ccGrado API.- Medida de tipo de hidrocarburo según el Instituto Americano del Petróleo.Viscosidad.- El inverso a la capacidad de fluir.Punto de inflamación y Combustión.- Punto crítico para encenderse y arder.Fluorescencia.- Emisión de luz fosforescente a la incidencia de la luz ultravioleta.Índice de Refracción. - Inverso del cociente, entre la velocidad de la luz en la substancia y la velocidad en el vació; etc.

6.4.3.- Propiedades Químicas.- Abarca a miles de componentes químicos, de los cuales han sido determinados aproximadamente 250 compuestos en la actualidad.Composición Química Promedio de los Petróleos Tipo.- Elemento Petróleo % Asfalto % Gas % C 82,2- 87,1 80,0- 85,0 65,0- 80,0H 11,7- 14,7 8,5- 11 1,0- 25,0S 0,1- 5,5 2,0- 8 0,0- 0,2N 0,1- 1,5 0,0- 2,0 1,0- 15,0O 0,1- 4,5 - - - -

La química del petróleo es parte de la química orgánica (química de los compuestos del carbono), y es importante conocer las leyes, principios y términos que rigen

6.5.- GAS NATURALEl gas natural, está conformado por una variedad de gases entre ellas gases de hidrocarburos, de bajo punto de ebullición y que presentan impurezas como: sulfuro de hidrógeno, nitrógeno, anhídrido carbónico, helio etc.


Ley de Newton sobre los Gases- “El volumen del gas varía en directa proporcionalidad con la temperatura e inversamente proporcional a la presión”

Presión Temperatura

> = - gas + liquido + viscoso > = + gas – líquido – viscoso< = + gas – líquido – viscoso < = - gas + líquido + viscoso

6.5.1.- Clasificación.- Gas asociado.- Cuando se encuentra disuelto en el petróleo, en el agua o con otros gases.Gas no-asociado.- Cuando se da solo como gas libre.En función a la presión que toma, un yacimiento de gas puede clasificarse en:Yacimiento Saturado.- Cuando el exceso de gas forma un casquete de gas libreYacimiento Subsaturado.- Cuando todo el gas está disuelto en el petróleo.Tipos de Gases.-

Gas Ácido = Contenido > a 6 mg SH2/m3 de GNGas Húmedo = Contenido > a 14 cm3 H2O/m3 de GNGas Rico = Contenido > a 95 cm3 de otros gases/m3 de GNGas Seco = Contenido 0 cm3 de humedad (Metano)

Mediciones del Gas.- Se realizan dos tipos de mediciones, medición física volumétrica en pies cúbicos, en condiciones Standard (15,5º c. y 14,77 lpc) y los cálculos volumétricos explotados y en reserva en función de presión y temperatura, esta última es materia de ingeniería de reservorios. Existe una clasificación del gas natural, por su capacidad calorífica (en BTU)Composición y densidad del gas.- El principal gas natural es el metano y abarca hasta el butano (C4H10), acompañan el CO y otros gases en cantidades reducidas. La densidad del gas natural es = 0, 0007 – 0,0008 gr/cc.

6.5.2.- Otros Gases.Anhidro Carbónico (CO2)- La presencia de este gas, reduce el valor calorífico del gas natural y no es inflamable, se produce por la acción de los ácidos sobre los carbonatos y bicarbonatos y por acción bacteriana.Helio.- Es un gas isótopo del Hidrógeno, es un gas inerte descubierto en 1895 como gas noble, junto a otros gases como: neón, argón, criptón, xenón y radón; se aduce su formación a descomposiciones radiactivas.Nitrógeno.- Es el gas que ocupa el 78% de la atmósfera, es un gas inerte, seco y se considera como gas casi o poco inflamable.Sulfuro de Hidrógeno (SH2).- Gas nocivo para la salud (veneno), el 0,065 – 0,08 % provoca la muerte por asfixia e infarto, destruye las herramientas de perforación; su formación se aduce a la descomposición de sulfatos y descomposiciones orgánicas.


CAPITULO VII.- MIGRACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS

7.1.- Migraciones: Se consideran cuatro tipos de migraciones: Primaria, Secundaria, Corta y Larga.

7.1.1.- Migración Primaria.-Durante la díagénesis, la materia prima es expulsada de la roca primaria o madre juntamente con el agua, los cuales llegan a parar o depositarse en una roca porosa y permeable provista de sello, denominado roca reservoria; esta migración puede ser a través de las porosidades y permeabilidades que presentan las rocas o estratos superiores, tratando de alcanzar zonas de menor presión y temperatura; en otras utilizan las fracturas que presentan las rocas competentes; en este caso por lo general alcanzan niveles porosos y permeables por donde hay circulación de aguas subterráneas, las cuales sirven como medios de transporte hasta alcanzar estructuras apropiadas para su depositación y acumulación (reservorios).

7.1.2.- Migración Secundaria.- Una vez llenada un reservorio, es nuevamente removido para llegar a parar en otros reservorios posteriores con mayor altura estructural o por efectos tectónicos; a estas migraciones se las denominan migraciones secundarias.Por las distancias que recorre el hidrocarburo, se los clasifica en: 7.1.3.- Migración Corta.- Cuando se depositan dentro la misma formación, en capas superiores porosas, lenticulares, en arrecifes, etc. 7.1.4.- Migración Larga.- Cuando el recorrido es de distancias considerables, que pueden cubrir cientos hasta miles de kilómetros; esto ocurre debido a: tectonísmo (formación de cordilleras), manifestaciones ígneas, presiones diferenciales, cambios en las condiciones de las trampas, procesos de fallamientos regionales, gradientes hidrodinámicos; por todo ello llegan hasta manifestarse en superficie como manantiales o manaderos de petróleo y gas.

7.2.- Teorías sobre Migraciones.- Se plantearon diferentes teorías como ser:1.- Teoria Hidraulica de Munn2.- Teoria Hidraulica y de Flotabilidad de Rich y Daly3.- Teoria de compactación de King – Monett – Lewis4.- Teoria Hidraulica y de Compactación de Cheney5.- Teoria de Reemplazo de Mc Coy

Las migraciones de los hidrocarburos se suscitan:a.-Como partículas arrastradasb.- Por presión capilarc.- Por la flotabilidadd.- Efectos de gas disueltoe.- Por acumulación (de zonas de > energía hacia zonas de < energía).f.- Transportados por el agua.g- Barreras estratigráficas (por variación de permeabilidad lateral, Cambio de facies, truncamiento)h.- Migración vertical (movimiento de zonas de > potencial hacia zonas de < potencial, utilizando fracturas o fallas permeables)7.2.1.-Tiempo de Acumulación del Hidrocarburo.- Para que ocurra la acumulación de hidrocarburos en volúmenes considerables, tiene que haber pasado tiempos geológicos de consideración.


7.2.2.- Conclusiones.- a.- La migración se realiza durante la díagénesis y/o compactación b.- Viaje diferencial del hidrocarburo (petróleo y gas) hasta la trampa c.- Formación de trampas singenéticas (cambios de fases, canales, barras, lentes arenosos y carbonáticos)

d.- Unión permanente de partículas de hidrocarburos hasta llegar a una fase contínua e.- Barreras que detienen la migración de los hidrocarburos f.- La existencia de una gradiente hidrodinámica, que influye para el aumento o disminución del tamaño del yacimiento.

7.3.- Tipos de Hidrocarburos por Migración.- Por lo general se distinguen tres tipos de hidrocarburos, que son: Sedimentarios, Reciclados y Residuales.Sedimentario . - A todo hidrocarburo procedente de materia orgánica depositada en una cuenca sedimentaria y posteriormente migrada a un reservorio, estas son conocidas como Petróleos Sedimentarios.Reciclado.- Cuando exista perdida completa de hidrocarburos de un yacimiento o destrucción por erosión de estratos con hidrocarburos, los cuales van nuevamente a parar en una nueva cuenca, donde sufren un nuevo proceso de producción o formación de hidrocarburos, estos reciben el nominativo de Petróleos Reciclados.Residual.- Los hidrocarburos anteriormente citados, son alterados por biodegradación bacterial, los productos finales de este proceso son conocidos como Hidrocarburos Residuales. Otra forma de presentación es cuando en un yacimiento existen pérdidas de hidrocarburos livianos, lo cual hace que se produzca mayor concentración en pesados, hasta llegar a convertirse en asfaltitas despresurizadas, con impurezas de S, N, O y otros elementos.

7.4.- Fenómenos de: Desplazamiento y Flotabilidad.- En la migración de hidrocarburos, intervienen dos fenómenos importantes como ser: Desplazamiento.- Este hecho se produce, cuando el hidrocarburo es desplazado de la roca madre por efecto de presión, el agua que posee viscosidad baja en comparación al de los hidrocarburos, se convierte en agente desplazador de los hidrocarburos gota por gota a través de rocas porosas y permeables, llegando a depositar posteriormente en estructuras selladas. También se podría decir que aprovechando las fracturas que presentan los estratos, los hidrocarburos se desplazan a través de ellas y en forma ascendente, ganando posesiones cada vez superiores de menor presión y temperatura.Flotabilidad.- El hidrocarburo posee una densidad baja en comparación al del agua de formación o de cualquier otro tipo de agua, el cual le permite flotar o posesionarse en las partes superiores de un flujo y/o ganar las partes superiores en una estructura o reservorio.


CAPITULO VIII.- TRAMPAS HIDROCARBURÍFERAS

8.1.- Trampas Estructurales y Estratigráficas Se define como entrampamiento, al proceso por el cual una substancia o material es retenido por ciertas barreras creadas; en el caso de los hidrocarburos un reservorio puede ser entrampado estructuralmente como estratigráficamente.

8.1.1.- Trampas Estructurales.- Entre este tipo de trampas se consideran:- Los Anticlinales (por plegamiento)- Por Fallamiento (por fracturamiento)- Por Hundimiento o Levantamiento de bloques (horst y graven)- Por Intrusiones Ígneas y/o Diapirismo (domos salinos). 8.1.2.- Trampas Estratigráficas.- Este tipo de trampas se producen por:- Variaciones laterales en estratos sedimentarios (porosidad y permeabilidad)- Biselamiento de capas (perdida de espesor).- Por Discordancias (erosión)- Por disoluciones y/o cementaciones postgenéticas (por aumento o perdida de porosidad, permeabilidad).Toda Trampa forzosamente cuenta con un sello impermeable, el cual impida la migración continua hacia la superficie y consigo la perdida irrecuperable de los hidrocarburos.

8.2.-Trampas por Fallamiento.- Un paquete estratigráfico, por efectos tectónicos es interrumpido en su continuidad lateral, a través de una falla que sirve de una barrera de contención a la migración de los hidrocarburos en un estrato poroso y permeable.

8.3.-Trampas por Domos Salinos e Intrusiones Ígneas.- Las formaciones de cuerpos de diapiros o domos salinos, así como las intrusiones Ígneas en profundidad, producen el abombamientos de los estratos superiores y la rotura de los estratos laterales, las cuales crean las condiciones para el entrampamiento de hidrocarburos que se encuentran en migración.

8.4.-Trampas Combinadas.- Donde intervienen tanto la parte estructural como la parte estratigráfica, por ejemplo anticlinales fallados.


CAPITULO IX.- CONDICIONES DE RESERVORIOComo características principales para ser considerado reservorio, se considera lo siguiente: -Roca.- Como Areniscas, Carbonatitas, Cuarcitas fracturadas, etc. -Porosidad y Permeabilidad.- Son propiedades indispensables en un roca reservoria. -Fluido.- Representado generalmente por agua, petróleo líquido y gas; bajo condiciones de presión y temperatura. -Trampa.- Que pueden ser de diferentes tipos: Estructurales, Estratigráficos, por fallamientos, etc. -Sello.- Considerado como el elemento de retención del hidrocarburo en la estructura (estratos arcillosos); constituye el factor de mayor importancia en un reservorio.

9.1.- Condiciones Estructurales y Petrofísicas en un Reservorio.- Se refiere al tipo de entrampamiento, que puede ser estructural (anticlinal), estratigráfico (variaciones faciales), en bloques fallados (horst), por discordancia (angular), por intrusión magmática, por diapirismo, etc.La parte Petrofísica constituyen la Porosidad, Permeabilidad, Transmisibilidad, Tipo de Roca, Grado de Compactación.

9.2.- Períodos.- En el estudio de un yacimiento petrolífero, se consideran dos períodos: Estático y Dinámico. 9.2.1.- Período Estático.- Hablamos de elementos estáticos como ser: roca, reservorio, fluidos del reservorio, las trampas que lo retienen; todos ellos han llegado a estabilizarse en un largo periodo, donde se han suscitado distintos cambios dentro el reservorio y en los fluidos; todos estos cambios están en función al tectonismo, actividad ígnea, carga y descarga de sobrepeso litostático, cambios en la dirección y régimen de circulación hidráulica, etc. 9.2.2.- Período Dinámico.- En un yacimiento, iniciada la extracción de los fluidos, los equilibrios se ven perturbados y el yacimiento entra en un período dinámico, produciéndose cambios rápidos como la presión y temperatura fundamentalmente, que son consideradas variables principales que afectan a todo un reservorio petrolífero; cada una de ellas es una forma de energía acumulada y disponible.A continuación mencionaremos algunos aspectos que se consideran también como parte de las condiciones de reservorio.

9.3.- Gradiente de Presión.- Es la variación de presión en función de la profundidad, son las presiones de los fluidos, entre una y otra área, producido por el movimiento del petróleo y gas a través de las rocas; esta situación también se produce por la migración al lugar de acumulación, o al movimiento de gas y petróleo desde el yacimiento hacia el pozo petrolero. Es preocupación del Ing. Petrolero resolver las relaciones de presión – volumen - temperatura (PVT).

9.3.1.- Presiones: En el campo petrolero se suele utilizar diferentes terminologías para tipificar variados aspectos en torno a presiones.a.- Presión de Reservorio.- Los hidrocarburos se encuentran confinados en los poros de las rocas reservarías, sometidos a una presión denominadas también como: Presión de Formación, Presión del Fluido, Presión del Reservorio, Presión


Estática de fondo pozo; se utilizan también los términos de: Presión de Fondo Pozo, Presión Confinada, Presión de la Roca. La medida es en libras por pulgada cuadrada (Lpc), (1 Atmósfera = 14,7 Lpc). b.- Presión Dinámica de fondo Pozo o Presión de Flujo.- Es la presión medida mientras el pozo trabaja, es decir que se encuentra en el período de producción.c.- Presión de declinación del reservorio.-. Es la diferencia entre la presión de cierre o Estática de fondo pozo y la presión original del reservorio.d.- Presión Diferencial.- Es la diferencia entre la presión dinámica y estática.e.- Presión de Cabeza.- Es la presión estática medida en superficie o boca de pozo, cuando el pozo se encuentra cerrado (en proceso de recuperación de presión), se conoce también como presión de recuperación.f.- Contra presión.- Es la resistencia a la presión de flujo (Presión en sup.(Lpc) + Pres. ejercida por la columna del fluido dentro el pozo).

9.3.2.- Formas de Medir la Presión de Reservorio.- Se mide bajando una bomba de presión frente al reservorio (isóbaros). Cuando la caída de presión es rápida durante la producción (declinación rápida), se trata de un yacimiento con volúmenes reducidos; lo contrario se trata de un reservorio amplio.

Gradientes de Presiones en un Reservorio- Son de dos tipos:- Gradiente de Presión Hidrostática.- Es el aumento de la presión del fluido con la profundidad (presión de la columna de agua por encima del punto de medida); la gradiente de presión hidrostática para un sistema de agua dulce, de densidad = 1 gr/cc, es de 0,433 Lpc/pie y 0,465 Lpc/pie-Gradiente de Presión Hidrodinámica.- Conocido como Gradiente de Potencial del Fluido. Se da en un acuífero, en el cual el agua fluye y la columna de agua alcanza una determinada altura por encima de la superficie.9.3.3.- Fuentes de Presión..- La presión es originado:a.-. Por el agua, con zonas de recarga de cotas mas altas en comparación al yacimiento (Pres.Hidrost.= 0,433 Lpc/pie)b.- Presión ejercida por la sobrecarga de rocas superiores (Pres. Litost.= 1,00 Lpc/pie); ( Pl= 2,33* 0,433 = 1,00 Lpc/pie), donde la densidad promedio de la roca llena de agua es = 2,33 gr/cc)c.- Fenómenos Osmóticosd.- Cambios de Temperatura.e.- Precipitación – Cementaciónf.- Terremotosg.- Perturbaciones Atmosféricas y Oceánicash.- Reacciones Químicas y Bioquímicas

9.4.- Gradiente de temperatura Se encuentra relacionada con la gradiente geotérmica de la tierra, que resulta de la diferencia entre la temperatura de la formación y la temperatura media anual; las anomalías térmicas se conocen como Isotermas (igual valor). La variación de la temperatura geotérmica es de 1ºc cada 33m de profundidad. La temperatura influye sobre la viscosidad y flotabilidad de los hidrocarburos, es decir que con el aumento de la temperatura, baja la viscosidad y aumenta la flotabilidad de los hidrocarburos, haciendo que la fluencia sea más rápida.


9.4.1.- Fuentes de Energía Calorífica.- a.- Calor almacenado en los sedimentosb.- Calor a partir de las rocas ígneasc.- Radiación desde el centro del planetad.- Desintegración de elementos radioactivose.- Calor producido por tectonismof.- Reacciones químicas exotérmicas, orgánicas e inorgánicas

La transmisión del calor, obedece al coeficiente de conductividad térmica de las substancias y rocas.

9.4.2.- Efectos del Calor.- El aumento de temperatura, produce:1.- Disminución en la viscosidad del gas y en el petróleo2.- Aumento del volumen del gas, petróleo y roca3.- En rocas aumento en la permeabilidad4.- Aumento en la presión de fluidos (cuando están confinados, propiedad de expansión)5.- Disminución de la solubilidad del gas en el petróleo6.- Aumento en la solubilidad de las sales en el agua7.- Las intrusiones ígneas (diques y filones), producen destilaciones en lutitas y esquistos bituminosos.Conclusiones.- Los afectos de presión y temperatura se observan, cuando se producen:a.- La compactación produce en las rocas, perdida de porosidad, permeabilidad y eyección de los fluidos.b.- Almacenamiento de energía, sobre los fluidos donde se producen fenómenos de modificación de volumen y viscosidad

c.- Efectos de presión y temperatura, en los procesos de migración de hidrocarburosd.- La temperatura influye sobre la flotabilidad de los hidrocarburos, es decir que con el aumento de la temperatura, baja la viscosidad y aumenta la flotabilidad (los hidrocarburos fluyen mas rápido)

CAPITULO X.- MECÁNICA DE RESERVORIO10.1.- Relación de fases.-Se refiere a los cambios Físicos y Químicos, que se producen en un reservorio con respecto a los fluidos, cuando se explota un yacimiento petrolífero (en el caso del período dinámico).En forma somera, a continuación se encara aspectos generales sobre algunos temas que entran dentro el terreno de la Química Orgánica, Física, Físico-química, Mecánica de Fluidos y la Ingeniería; entre estas se tienen:

1.- Relación de Fases de los Hidrocarburos2.- Fenómenos Interfaciales3.- Fenómenos Capilares4.- Energía del Reservorio5.- Movimiento del Gas y Petróleo hacia un yacimiento y/o hacia el pozo.6.- Fenómenos de Producción7.- Recuperación Secundaria y Terciaria

Antes de ingresar a ciertas consideraciones, es necesario conocer algunos conceptos fundamentales 10.1.1.- Fase.- Se describe como una porción de un sistema homogéneo, físicamente distinguible y mecánicamente separado de todas las demás fases por un límite físico.


Una fase incluye todas las partes de un sistema, que tienen las mismas propiedades y la misma composición; por ej: el agua presenta 3 fases: sólido, líquido y gaseoso.En una relación de fases, es factible comprender, los múltiples y diversos equilibrios que existen entre los fluidos, dentro de un reservorio petrolífero y gasífero, bajo las condiciones cambiantes de presión y temperatura (estudio del comportamiento de fases). La exploración moderna se basa en: como actúan el gas y petróleo en el reservorio, el comportamiento de fases cuando se extraen los fluidos.

10.2.- Sistemas.- Es la substancia o mezcla de substancias en estudio, aislada de todas otras; por ej: Roca – Agua, Agua – Petróleo, Petróleo – Gas, etc.El estado en que se presenta un fluido está determinado por variables, como: Presión, Temperatura, Concentración, Densidad, Volumen, Viscosidad, etc.Cuando se descubre un yacimiento, las diferentes substancias del reservorio petrolífero, están en un estado de equilibrio y con las que hay que tratar durante la explotación; entre ellos están: la roca, el agua, petróleo líquido y el gas; en resumen muchos sistemas que estudiar en un reservorio, como ser: a.- Roca – Agua

b.- Roca – Petróleoc.- Roca – Gasd.- Agua – Petróleoe.- Agua – Gasf.- Petróleo - Gasg.- Roca – Agua – Petróleoh.- Roca – Agua – Gasi.- Agua – Petróleo – Gas

Ejemplo, se tiene el Sistema Agua que esta dada por Tres Fases: Sólido – Líquido – Vapor; constituyente agua en todas sus fases, pero sistema de un solo componente.Otro ejemplo, Sistema Petróleo – Agua, dos Componentes bajo condiciones de reservorio y en superficie se dan tres Fases; Gas – Petróleo – Agua.Las fases de una substancia dada, en un momento dado esta determinada por varias variables independientes como ser: Presión, Temperatura y otros como: concentración, densidad, volumen, viscosidad, etc.

10.3.- Grado de Libertad.- Está en función de número de componentes y número de fases.Un ejemplo para su explicación, el caso de la relación Petróleo - Gas , mientras permanecen las variables sin modificación, el sistema está en equilibrio; pero si hay un cambio de una de las variables todos los demás cambian para que se mantenga la relación de equilibrio entre Petróleo – Gas y el sistema es de Grado de Libertad Uno.El grado de libertad está dada por la formula de Willard: 10.3.1.- Regla de Fases de Willard :

G=C-P+2 Grado de Libertad C= Nº de componentes en el

sistemaP= Nº de fases presentes

Caso agua, tres fases, G= 1-3+2=0 grados de libertad; no existe posibilidad de cambio de Presión ó Temperatura para que coexistan las tres fasesDos fases (liquido – vapor), G= 1-2+2=1 grado de libertad; la Presión o la Temperatura debe fijarse constante, para mantener en equilibrio las dos fases.


Una fase líquida, G=1-1+2=2 grados de libertad, es decir al variar la temperatura deberá variar también la presión para mantener la fase líquida del agua; en caso de que solamente la temperatura llegue por encima de la temperatura crítica, existirá solamente una fase de vapor, en este caso ningún aumento de presión podrá licuar. En hidrocarburos se tienen diagramas a presión constante y/o a temperatura constante, para la obtención de diagramas Isobáricas o Isotérmicas, donde se determinan Puntos de Burbuja o Puntos de Roció, ambos en base a un porcentaje molar en uno de los ejes. 10.3.2.-Punto de Burbuja.- La presión y la temperatura a la cual el gas comienza a salir de la solución, se denomina punto de burbuja. 10.3.3.- Punto de Roció .- Cuando el gas comienza a condensarse en líquido, bajo una determinada presión y temperatura Para su explicación se utilizan dos diagramas; uno en base a moles (concentración) y temperatura (Isobárica) y otro en función de moles – presión. (Isotérmica)A medida que aumentan las variables, se complican los diagramas para poder entender a cabalidad lo que sucedió y sucede en un reservorio. (Figs.)

10.4.- Fenómenos durante la Producción Primaria.- La Mecánica de Reservorios abarca un sin número de aspectos, como ser:

a.-. Fenómenos Interfasiales (agitación molecular)Energía superficial libreTensión superficialTensión interfasialFuerzas adhesivasAbsorción Mojabilidad

b.- Presión capilarc.- Gas disuelto en el petróleod.- Casquete de gas libree.- Empuje por agua marginalf.- Agua comprimidag.- Fuerzas Osmóticash.- Gravedadi.- Combinación de fuentes de energía de reservorioj.- Movimiento del petróleo y el gas en un yacimiento.

10.5.- Fenómenos Interfasiales.- Se ocupa de los fluidos contenidos en los poros de la roca, interfase entre fluidos, interfase entre fluidos y roca; donde se dan muchas relaciones físicas y químicas, que explican lo que ha sucedido y lo que sucede en un reservorio durante su formación y explotación de un yacimiento. Los fenómenos interfasiales comprenden: la energía superficial libre, tensión superficial, tensión interfasial, fuerzas adhesivas, absorción y mojabilidad.Todo fenómeno interfacial se presenta dentro de aberturas de tamaño capilar. 10.5.1.- Fuerzas de Van Der Waals.- “Todas las moléculas ejercen fuerzas atractivas, unas sobre otras”Es la base para explicar muchas relaciones límite, entre y dentro de los gases, los líquidos y los sólidos; estas fuerzas son las que se oponen a la agitación molecular y que aumenta con la temperatura, por ej. La agitación térmica provoca a que las moléculas de un líquido, se separen unas de otras y formen un gas; así el punto de


ebullición de un líquido, es una medida de agitación molecular que se requiere para separar las fuerzas atractivas de Van Der Waals.Las fuerzas de Van Der Waals, se dan dentro de un estado físico (liquido, sólido, gaseoso) y a través de los límites de fase (Liquido – Liquido, Liquido – Gas, sólido – Liquido, etc.) 10.5.2.- Energía Superficial Libre.- “Es la cantidad de trabajo necesario, para formar un cm2 de superficie” (ergios/cm2).Todas las moléculas en un liquido están afectadas por la atracción molecular de Van Der Waals, excepto las que están en superficie por estar en contacto con el aire, gas o el vapor del liquido (están parcialmente rodeadas por otras moléculas líquidas) y la atracción tiende a tirar hacia adentro a las moléculas de la superficie y tiende a reducirle área a un mínimo y para un volumen dado el mínimo es una esfera (gota de lluvia en el aire). Esta contracción espontánea de la superficie de un líquido, indica que hay una energía libre comprometida y que es necesario realizar un trabajo para extender esa superficie, denominada también como “Energía Superficial de la substancia”. 10.5.3.- Tensión Superficial (substancia pura).- Es la tensión que hay en una superficie líquida en contacto con el aire y se expresa como “La fuerza en dinas, necesario para extender la superficie contraída a una distancia de 1 cm” (din/cm), numéricamente es equivalente a la Energía Superficial.La Tensión Superficial de un líquido, disminuye con el aumento de temperatura; por que la temperatura agita las moléculas del líquido y empuja a través de la superficie hacia su fase de vapor.

10.5.4.- Tensión Interfasial.- Si la interfase está entre dos líquidos o entre un líquido y un sólido; será la fuerza que tiende a reducir el área de contacto, que es equivalente a la energía superficial libre del límite por unidad de área, por ej. La tensión interfasial entre el agua y el petróleo en un reservorio a 21ºc, es de 35 din/cm y a 54,5ºc es de 25 din/cm. 10.5.5.- Tensión de Límite.- Este termino se utiliza en forma general, para designar todas las tensiones superficiales e interfasiales en superficies limítrofes que hay entre líquido – liquido, líquido – gas, líquido – sólido. Es muy difícil medir entre sólido – líquido o entre sólido – gas. Está definido como “La cantidad de trabajo necesario para separa ambas substancias” 10.5.6.- Energía de adhesión.- Cuando dos líquidos o líquido - sólido están en contacto de fases, las moléculas de ambas substancias están atraídas a través de la interfase, por las fuerzas de Van Der Waalls; esta atracción a través de la interfase se denomina “Energía de Adhesión”, que se mide por la cantidad de trabajo necesario para separar ambas substancias; “Cuanto menor es la tensión interfasial, mayor es la Energía de Adhesión”En el caso del agua y el vidrio, existe una tensión interfasial baja, que se asocia a una energía adhesiva elevada, que dificulta la separación de ambas fases (el agua se extiende formando una película delgada) 10.5.7.- Adsorción.-Es la concentración de moléculas de gas, líquido o substancias disueltas, sobre una superficie ya sea de un líquido o sólido, que se mantiene por las fuerzas de Van Der Waals. 10.5.8.- Emulsión.- Es la dispersión estable de un líquido dentro de otro (baja la tensión superficial y aumenta la adhesión) 10.5.9.- Mojabilidad.- Es un efecto de la energía de adhesión, por ej. El agua deja sobre el vidrio una película fina humectante (moja), en cambio el mercurio no es


humectante (no moja), por ende el líquido que tiene menor tensión interfasial, posee mayor adhesión con el sólido.

Conclusiones en torno a la Tensión Interfasial:a.- A un aumento de presión o temperatura, disminuye la Tensión Interfasial (TI)b.- Cuanto mas gas en solución por encima del punto de burbuja, menor la TIc.- Una disminución de viscosidad entre Agua - Petróleo, provoca una disminución de la TI.d.- Disminución entre la densidad de Petróleo – Agua, provoca disminución de TI e.- Concentración de sulfactante en el agua o petróleo, disminuye la TI.

10.6.- Recuperaciones Secundarias y Terciarias.- Cuando un pozo entra en un estado de agotamiento energético y habiendo reservas aun en la estructura, será necesario enfocar la recuperación secundaria, creando una energía adicional o artificial para seguir recuperando el hidrocarburo restante; para ello existen métodos a través de inyección de agua, aire, gas u otros elementos de costos bajos o económicos que viabilicen estas operaciones.En el caso de recuperaciones Terciarias, para la creación de presiones adicionales, por lo general en la estructura se provoca un incendio (en el subsuelo) con inyecciones permanentes de gases como el Oxígeno y Nitrógeno; estas operaciones se realizan en función del tamaño volumétrico de la estructura y en función de los contenidos de hidrocarburos sobrantes.


CAPITULOXI.- GEOLOGIA DEL SUBSUELOEn la Exploración de estructuras con entrampamiento de hidrocarburos, se utilizan dos procesos; uno es el Relevamiento Geológico Superficial (geología de campo) para la determinación de estructuras y el otro es la Prospección Geofísica o estudio de estructuras en profundidad a través de ciertos métodos geofísicos.

11.1.- Prospecciones Geofísicas.- Es la investigación por medios geofísicos, capas internas de la corteza terrestre utilizando diferentes métodos como ser: Sísmica, Gravimetría, Magnetometría, Aeromagnetismo, Geoeléctrica, Geoquímica, Radiactiva. De estos, los utilizados con mayor frecuencia son la Sísmica y la Geoquímica.

11.1.1.- Sísmica.- Este método utiliza ondas producto de una explosión ó de vibraciones (ondas vibratorias), para la obtención de sismogramas, los mismos que son interpretados por especialistas en el ramo y a través de técnicas adecuadas. En los procesamientos se utilizan diferentes métodos para su interpretación. Existen dos clases de levantamientos sismográficos, por tanto dos tipos de sismogramas: bidimensionales (tradicionales) y/o tridimensionales; cada caso requiere cierta densidad de líneas sísmicas levantadas en el campo.11.1.2.- Geoquímica.- Consta de dos partes: a.- Recolección de muestras de campo en forma sistemática. b.- Determinación y análisis de anomalías geoquímicas orientadas a los hidrocarburos. Las anomalías están basadas en la migración de los gases, a partir de un reservorio hacia la superficie de la tierra, tomando en cuenta que en la naturaleza no se conoce material impermeable al 100%.11.1.3.- Otros Métodos.- Con ciertas limitaciones se utilizan también diversos métodos como complementarios. Los unos realizan mediciones de anomalías y los otros las posiciones estratigráficas de las diferentes capas conformantes en profundidad.Las Prospecciones Geológicas, constituyen un parámetro muy importante en la interpretación y evaluación de datos geológicos; con los cuales se decide futuras perforaciones exploratorias, con el fin de verificar en forma conclusiva, la existencia o no de hidrocarburos en las estructuras estudiadas y/o determinadas.

11.2.- Geología del SubsueloSe refiere al conocimiento de: tipos de rocas, condiciones petrofísicas de las mismas, edades formacionales a las que corresponden, profundidades de pases o contactos formacionales, tipos de estructuras (pliegues, fallas, discordancias, etc., etc.).Todo el basto conocimiento geológico superficial sobre la conformación estratigráfica, petrográfica, estructural, etc.; es transferida a la interpretación geológica en el subsuelo, durante la perforación de un pozo exploratorio.

11.2.1.- Perforación Exploratoria.- Culminados los trabajos de geología de superficie, prospecciones geofísicas y las evacuaciones respectivas; se determina la perforación de un pozo exploratorio, cuya ubicación recae en un punto de máxima culminación de la estructura estudiada y es allí donde se recaban informaciones valiosas, con los cuales se realizan interpretaciones tanto litológicas, estructurales, paleocuencas, paleoambientes, geocronológicas, condiciones petrofísicas de las rocas y muchas otras interpretaciones de interés.


11.2.2.- Control Litológico en un Pozo Exploratorio .- Con la perforación de un pozo exploratorio, se obtienen datos sobre muestras de rocas representativas del subsuelo (recortes y testigos), los cuales son objetos de estudio y análisis, de principio en el pozo y posteriormente en un laboratorios especializados; con cuyos datos se determinan: tipos de litologías atravesadas, formaciones a los cuales corresponden las muestras rocosas, condiciones petrofísicas de las rocas conformantes, tipos de fluidos saturantes de las rocas (agua, petróleo, gas), determinaciones químico-mineralógicos , micro paleontológicos, pases ó contactos formacionales, zonas de fallas, zonas con hidrocarburos u estériles, etc., etc.11.2.3.- Reconstrucción Litoestratigráfico.- Con el del estudio de las muestras de cuting o recortes, es posible la reconstrucción litoestratigráfica de las formaciones atravesadas con la perforación, así son determinadas el tipo de roca, tipo de estratificación, tipo de cuenca receptora o paleo-cuenca, paleo-ambiente formacional, etc.11.2.4.- Reconstrucción Estructural.- En base a los estudios y análisis anteriores y ayudados con análisis de espesores atravesados, presencia de material milonítico, perfiles estratigráficos y otros; es posible la reconstrucción estructural representada en el subsuelo.

11.3.- Perfiles.- En intervalos o tramos perforados, se corren perfiles de diverso tipo, acorde a las necesidades requeridas, estos pueden ser: radioactivos, diferencia de potencial, resistividad, sónico, neutrónico, resonancia nuclear y otros.Estos perfiles son ayudas para las reconstrucciones litológicas, estratigráficas, estructurales, contenidos de hidrocarburos y mineral, grado de porosidad, densidad de las rocas atravesadas, grado de compactación y de fracturamiento de las rocas, tramos con presiones normales, anormales y subnormales, calibre del agujero, grado de cementación, invasiones sufridas por las formaciones a partir de los fluidos de inyección etc., etc.

11.4.- Control Geológica en Pozos Exploratorios.- Durante la perforación de un pozo exploratorio, el geólogo petrolero realiza los siguientes controles:

a.- Control Litológicob.- Control Petrofísicoc.- Control de tiempos de penetración y de retornod.- Control de densidad de las lutitas (presiones anormales)e.- Control de presiones (formacionales y gradientes de presión)f.- Control de pases formacionalesg.- Control de zonas de fallas (zonas de pérdidas)h.- Control de manifestaciones Hidrocarburíferasi.- Control durante las pruebas de formaciónj.- Control durante los perfilajesk.- Control durante la extracción de testigos y el estudio de los mismos..l.- Evaluaciones en zonas de interés.m.- Envío de información diaria y quincenal sobre las operaciones de campo y resultados obtenidos hasta esa instancia.N.- Como parte culminante de las operaciones realizadas en el control durante la perforación de un pozo exploratorio, es la elaboración del informe final correspondiente al cita pozo petrolero, basado en un historial seguido durante el tiempo de la duración operativa.


…. 11.5.-Mapas: Geológico-Estructurales e Isopáquicos.- En base a los datos adquiridos durante la perforación del Pozo Exploratorio, para el informe final se elaboran mapas estructurales referidos a diferentes niveles objetivos y relacionándolos con las estructuras ya conocidas, se elaboran mapas Isopáquicos o de igual espesor, con el fin de determinar las variaciones en torno a la estructura como a nivel regional. El Informe Final, contempla también correlaciones estratigráficas, estructurales, Litológicas, correlación de perfiles con otros pozos y/o estructuras, perfiles compuestos, etc., etc.

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