Embed Size (px)
Citation preview
REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITECNICA DE LA FUERZA ARMADA
NUCLEO CARABOBO-EXTENSION ISABELICA
MEJORAMIENTO DE LAS CARACTERISTICAS FISICO-QUIMICAS DE
LOS CRUDOS PESADOS EN LA FAJA PETROLIFERA DEL ORINOCO
CON LA INYECCION DE MICROORGANISMOS.
Integrantes:
Br.: Caldera Juan C.I. 16.708.368
Br.: González Luis C.I. 14.383.874
Br.: Hidalgo Luzdelzy C.I. 18.859.634
Br. Morales Siribeth C.I. 18.782.729
T.S.U.: Páez Roraima C.I. 16.331.509
T.S.U.: Palacios Emmary C.I. 15.198.939
Sección I-002N
Doc.: Salas Douglas
Valencia, Diciembre 2010
CAPITULO I
Planteamiento del Problema
Los combustibles fósiles, como el petróleo o el carbón de mina reciben
este nombre por provenir de estratos geológicos de origen orgánico
formados hace millones de años; es de origen fósil, fruto de la transformación
de materia orgánica procedente de zooplancton y algas que, depositados en
grandes cantidades en fondos de mares o zonas lacustres del pasado
geológico, fueron posteriormente enterrados bajo pesadas capas de
sedimentos. La materia orgánica se deposita y se va cubriendo por
sedimentos; al quedar cada vez a mayor profundidad, se transforma en
hidrocarburos, procesos que según las recientes teorías es una degradación
producida por bacterias aeróbicas primero y anaeróbicas luego. Estas
reacciones desprenden oxigeno, nitrógeno y azufre, que forma parte de los
compuestos volátiles de los hidrocarburos.
Por consiguiente la transformación química debida al calor y a la presión
durante la diagénesis produce, desde betún a hidrocarburos cada vez más
ligeros (líquidos y gaseosos). Estos productos ascienden hacia la superficie,
por su menor densidad, gracias a la porosidad de las rocas sedimentarias.
Por otro lado en condiciones normales el líquido bituminoso puede
presentar gran variación en las características como color y viscosidad
(desde amarillentos y poco viscosos como la gasolina hasta líquidos negros
tan viscosos que apenas fluyen), densidad (entre 0,75 g/ml y 0,95 g/ml), etc.
Estas variaciones se deben a la diversidad de concentraciones de los
hidrocarburos que componen la mezcla.
Por lo tanto el petróleo es un recurso natural no renovable y actualmente
también es la principal fuente de energía en los países desarrollados. La
mayor parte de los recursos de petróleo del mundo corresponde a
hidrocarburos viscosos y pesados, los cuales son muy difíciles y costosos
tanto para producir como para refinar. Por lo general, mientras más pesado o
denso es el petróleo crudo, menor es su valor económico.
La industria en muchos lugares del mundo se está desplazando hacia la
explotación de petróleo pesado. El petróleo pesado se define como petróleo
con 22.3° American Petroleum Institute (API) o menor densidad. Los
petróleos de 10°API o menor densidad se conocen como extrapesados
porque son más densos que el agua. La propiedad del fluido que más afecta
la productividad y la recuperación es la viscosidad del petróleo.
Cobeñas, R. (2010). Mejoramiento de la Producción de Petróleo Mediante
el uso de Aplicaciones Biotecnológicas [Documento en línea]. Consultado el
15 de noviembre de 2010 en: www.inlab.com.ar/Bacterias_Petrotecnia.pdf
La técnica que emplea microorganismos y sus productos metabólicos para la estimulación de la producción de petróleo en ciertos reservorios candidatos es conocida como recuperación
asistida por bacterias o en inglés "Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR) Or Microbial Oil Recovery Enhancement (MORE)". Esta técnica consiste en la inyección de microorganismos seleccionados dentro del reservorio y la posterior estimulación y transporte de sus productos metabólicos generados in situ a fin de obtener una reducción del petróleo residual dejado en el reservorio. Estos microorganismos pueden actuar como agentes movilizantes de petróleo residual o agentes tapón para aislar selectivamente zonas no deseadas del reservorio.
Por consiguiente la inyección de microorganismos proporcionara una
mejor viscosidad al crudo, aumenta los grados API y por ende una mejor
movilidad estimulando así la producción del petróleo el cual es el principal
objetivo de la inyección de los microorganismos.
En este sentido el material genético es transferido entre bacterias
mediante procesos de transformación empleando técnicas donde los
microorganismos y sus productos metabólicos estimulan la producción del
petróleo en ciertos reservorios, la misma consiste en la inyección de
microorganismos seleccionados que pueden actuar como agentes
movilizantes del crudo llevando a cabo la reducción de la viscosidad y el
incremento de los grados API; así mismo el mejoramiento de la recuperación
del petróleo, mecanismo que depende básicamente de la aplicación de los
cultivos y los nutrientes seleccionados. Por consiguiente se aplica para la
producción y limpieza del pozo, recuperación del fluido, degradación y
alteración del mismo.
Por otro lado la Faja petrolífera del Orinoco es la fuente de reservas de
hidrocarburos más grande del mundo, ubicada al sur de los estados Guárico,
Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, las acumulaciones de hidrocarburos
van desde el suroeste de la ciudad de calabozo en Guárico, hasta la
desembocadura del rio Orinoco en el océano atlántico.
En el país se han aplicado otros métodos para el mejoramiento del crudo
pesado entre los cuales se encuentran la aplicación de calentamiento para
reducir su viscosidad, la otra aplicación tiene que ver con la adición de
hidrogeno necesaria para lograr varias fracciones bajo especificaciones.
Ahora bien en Venezuela se han aplicado las técnicas anteriormente
descritas, se ha observado la poca atención para el mejoramiento de las
características físico-químicas de los crudos pesados en la faja petrolífera del
Orinoco con la inyección de microorganismos.
En este sentido aplicar nuevas técnicas para el mejoramiento de las
características físico-químicas de los crudos pesados en la Faja Petrolífera
del Orinoco con la inyección de microorganismos es una tecnología
innovadora por cuanto es necesario y pertinente formularnos las siguientes
interrogantes ¿Por qué las técnicas antes mencionadas no dieron resultados
positivos?
La inyección de microorganismos para mejorar las características físico-
químicas del crudo pesado de la Faja Petrolífera del Orinoco, ¿será la
técnica más económica, factible y viable para obtener los resultados
deseados?
Objetivos de la investigación
Objetivo General
Mejorar las características físico-químicas de los crudos pesados en la
faja petrolífera del Orinoco con la inyección de microorganismos.
Objetivos Específicos
Identificar las características físico-químicas de los crudos pesados.
Definir la gravedad API del crudo pesado.
Determinar mediante la aplicación biotecnológica el aumento de los
grados API.
Justificación
El petróleo actualmente es la principal fuente de energía en los países
desarrollados, y en el resto del mundo. Las reservas de crudo pesado
ocupan la mayor parte en proporción del mundo, los cuales son muy difíciles
y costosos tanto para producir como para refinar.
El mejoramiento de las características físico-químicas de los crudos
pesados en la Faja Petrolífera del Orinoco con la inyección de
microorganismos es una técnica que permitirá mejorar las características de
los crudos como lo son la viscosidad, la cual es la medida de la resistencia
de un líquido a fluir y los grados API definidos como la medida de cuánto
pesa un producto de petróleo en relación al agua.
Lo cierto es que Venezuela cuenta con las reservas mas grandes del
crudo pesado, entre sus características físico-químicas la propiedad que mas
afecta la productividad y recuperación es la viscosidad, cuanto mas viscoso
sea el petróleo más difícil será producirlo.
Como el petróleo pesado es menos valioso es más difícil producir y refinar
en relación al petróleo convencional, las compañías petroleras durante los
últimos años han desarrollado un gran interés para comprometer parte de
sus recursos en extraerlo. Al mejorar las características físico-químicas de
los crudos pesados y extrapesados mediante el aumento de la gravedad API
y disminución de la viscosidad se facilita el transporte y posterior
procesamiento de estos crudos.
El petróleo pesado promete desempeñar un rol muy importante en el
futuro de la industria petrolera y muchos países están tendiendo a
incrementar su producción y comprobar las nuevas tecnologías e invertir en
infraestructuras para dar el mejor uso a sus recursos de petróleo pesados.
El acervo energético que posee nuestro país es una estrategia de
desarrollo nacional, la cual es favorable en la integración energética regional
y mundial, debido al creciente aumento de la demanda de energía; esto
tendrá una influencia significativa en el futuro de Venezuela, ya que la
demanda mundial de petróleo indica el crecimiento acelerado de la
producción del mismo, particularmente de petróleo pesado, constituida por la
elevación económica del crudo, su extracción es financieramente factible a
través de la organización de países exportadores de petróleo (OPEP).
Ahora bien como se ha descrito anteriormente las mayores reservas de
crudo pesado se encuentran en la Faja Petrolífera del Orinoco, el crudo
liviano es el más comercializado y es todo lo contrario del crudo pesado, es
conveniente la aplicación de tecnologías para mejorar las características
físico-químicas del mismo, de manera que, se pueda aprovechar al máximo
las reservas de crudo pesado y hacerlo más competitivo en el mercado.
CAPITULO II
Marco Teórico
Antecedentes de la Investigación
Con respecto a los antecedentes de la investigación, Arias (2006) señala:
Esta sección se refiere a los estudios previos: trabajos y tesis de grado, trabajos de ascenso, artículos e informes científicos relacionados con el problema planteado, es decir, investigaciones realizadas anteriormente y que guardan alguna vinculación con nuestro proyecto. Por lo que no deben confundirse con la historia del objeto en cuestión.
Por consiguiente los antecedentes de la investigación están referidos
a trabajos anteriores relacionados con el tema de estudio, es decir,
trabajos que guarden estrecha relación con el problema planteado.
Muñoz Cárdenas, S. (2004). Mejoramiento de Crudos Pesados con
Actividad Bacteriológica. Trabajo especial de grado. Universidad Central de
Venezuela, Caracas.
Con dicho trabajo se busco dar un paso en el desarrollo tecnológico en el área de los crudos pesados, utilizando la biotecnología. Es sabido que el negocio petrolero de los crudos pesados es un negocio integral entre el yacimiento y el mejoramiento de los mismos en la refinería, ya que las altas cantidades de azufre presente en el crudo, las altas producciones de coque, y el difícil transporte de estos a través de las tuberías, representan retos tecnológicos por resolver. Un paso en la respuesta de estos problemas es el uso de la biotecnología, que emplea los organismos vivos para obtener productos de valor para el hombre, en este caso desulfurización y reducción de densidad del crudo pesado.
En resumen el desarrollo tecnológico es un método que se ha utilizado
para mejorar las condiciones y características físico-químicas de los crudos
pesados, con el fin de extraerlo del yacimiento mejorando su viscosidad por
medio de la actividad biotecnológica, es decir, inyección de microorganismos,
para posteriormente enviarlos a las plantas refinadoras y así obtener
productos de gran valor comercial.
Referentes Teóricas
El primer trabajo descubridor en este campo fue realizado por Beckmann
en 1926. A pesar de ello, poco fue hecho hasta que ZoBell comenzó una
serie de investigaciones sistemáticas de laboratorio en los años 40. Las
ideas y resultados presentados en los artículos de ZoBell marcaron el
comienzo de una nueva era en la investigación de la microbiología del
petróleo. Su trabajo se centró en la factibilidad de separar petróleo de las
rocas reservorios mediante el uso de cultivos de bacterias enriquecidas. De
hecho, el demostró este concepto inyectando bacterias sulfo-reductoras de
tipo anaeróbicas en una solución nutriente de lactato de sodio con la que
saturó muestras de areniscas petrolíferas de Athabasca (viscosidad del
crudo del orden del millón de centipoises) en botellas de vidrio selladas. La
multiplicación de bacterias fue acompañada con una separación gradual de
petróleo del interior de la arenisca. Las bacterias empleadas en estos
estudios presentan un efecto altamente corrosivo sobre estructuras de hierro.
En el proceso de "fermentación bacterial in situ" una combinación de
mecanismos es la responsable de la estimulación de la producción o el
mejoramiento en la recuperación de petróleo. Esta combinación de
mecanismos depende básicamente de la aplicación, los cultivos y nutriente
seleccionados y las condiciones operacionales. Los posibles mecanismos
son:
Mejoramiento de la movilidad relativa del petróleo con respecto al
agua mediante biosurfactantes y biopolímeros.
Reducción de la viscosidad del petróleo a través de la disolución de
solventes orgánicos en la fase petróleo.
Incremento de la permeabilidad de la rocas carbonáticas en
reservorios calcáreos debido a ácidos orgánicos producidos por
bacterias anaeróbicas.
Modificación de las condiciones de mojabilidad. Una vez que la
biomasa se adhiere a la superficie de la roca, ésta genera membranas
biológicas que liberan el petróleo adsorbido sobre la superficie de la
roca.
Degradación y alteración del petróleo. Ciertas bacterias alteran la
estructura carbonada del petróleo presente en el reservorio.
Un yacimiento de petróleo puede definirse como un volumen poroso que
contiene agua, petróleo y a veces una fase gaseosa. La proporción
volumétrica del petróleo puede alcanzar a veces el 40%. El medio poroso del
yacimiento o roca almacén es de origen sedimentario de tipo arenisca o
caliza, consolidado o no. El diámetro de poro varía ampliamente según la
roca, pero es de tamaño microscópico.
De modo que la perforación de pozos es el único método para llegar
hasta el yacimiento y remover muestras de roca y aceite que permitan
obtener informaciones precisas acerca del yacimiento. El conocimiento del
yacimiento se complementa por métodos geofísicos y por pruebas
dinámicas. Sin embargo es importante notar que la información más valiosa
acerca de las características del yacimiento se obtiene en base a la
disminución de presión producida por la explotación, y por lo tanto no es
disponible a la hora de decidir del método de explotación y de la ubicación de
los pozos.
De manera que la producción de petróleo involucra dos aspectos. El
primero es la producción en función de las técnicas empleadas, y el segundo
es el ritmo de producción de acuerdo con el comportamiento de los pozos y
de los diferentes métodos de estimulación aplicables (fracturación,
acidificación, inyección de vapor).
Tradicionalmente se hace la distinción entre dos períodos durante la
explotación de un yacimiento: la recuperación primaria y la recuperación
secundaria. Desde principios de los años 70, se considera además una
eventual recuperación terciaria, o llamada también recuperación secundaria
mejorada.
Por lo tanto el 85% de la producción mundial de crudo se obtiene
actualmente por métodos de recuperación primaria y secundaria con un
recobro promedio del 35% del petróleo in situ. Como esta recuperación es
todavía baja, para incrementarla se han desarrollado nuevos métodos y
técnicas de recobro mejorado de petróleo, EOR (del inglés Enhanced Oil
Recovery), los cuales en su mayoría involucran la inyección de un fluido, gas
o liquido dentro del yacimiento.
Hoy en día, la inyección de agua es el principal y más conocido de los
métodos de EOR, y hasta esta fecha es el proceso que más ha contribuido al
recobro extra de petróleo. No obstante, se considera que, después de una
invasión con agua, todavía queda en el yacimiento más del 50% del petróleo
original in situ.
Por consiguiente las operaciones de recuperación de petróleo han sido
tradicionalmente subdivididas en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria.
Históricamente, estas etapas describen la producción de un yacimiento como
una secuencia cronológica. La etapa primaria de producción inicial, resulta
del desplazamiento por la energía natural existente en el yacimiento. La
secundaria, que actualmente es casi sinónima de inyección de agua, se
implementa usualmente después de la declinación de la producción primaria.
Entre estos procesos, los tradicionales son: la inyección de agua y la
inyección de gas.
La recuperación secundaria resulta del aumento de la energía natural, al
inyectar agua o gas para desplazar el petróleo hacia los pozos productores.
En el caso del gas, se inyecta en la capa de gas para mantener la presión y
expandirla, o dentro de la columna de petróleo en los pozos para el
desplazamiento inmiscible del petróleo de acuerdo con las condiciones de
permeabilidad relativa y barrido volumétrico.
En cuanto a la recuperación terciaria, la tercera etapa de producción, es la
que se obtiene después de la inyección de agua ( o cualquier otro proceso
secundario utilizado). Los procesos terciarios utilizan gases miscibles,
químicas y/o energía térmica para desplazar petróleo adicional después de
que un proceso secundario se vuelve no rentable.
Sin embargo la desventaja de considerar las tres etapas como una
secuencia cronológica es que muchas operaciones de producción de los
yacimientos no se llevan a cabo en el orden especificado. Un buen ejemplo
es la producción de petróleo pesado que ocurre en todo el mundo: si el crudo
es suficientemente viscoso, no puede fluir a tasas económicas mediante
empujes de energía natural, de tal manera que la producción primaria seria
insignificante; tampoco la inyección de agua seria factible, por lo que el uso
de energía térmica podría ser la única forma para recuperar una cantidad
significativa de petróleo. En este caso, un método considerado como terciario
en una secuencia cronológica de agotamiento, podría ser utilizado como el
primer, y quizás el único, proceso por aplicar.
En otras situaciones, los denominados procesos terciarios podrían ser
aplicados como operaciones secundarias en lugar de la inyección de agua.
Esta acción puede ser determinada por factores como la naturaleza del
proceso terciario, la disponibilidad de los fluidos para inyectar y la economía.
Por ejemplo si antes de aplicar un proceso terciario se observa que una
inyección de agua disminuiría su efectividad, entonces la etapa de inyección
de agua podría ser relegada. Debido a estas situaciones, el término
“recuperación terciaria” ha caído en desuso y la designación de métodos de
EOR ha venido a ser la más aceptada, actualmente los procesos de recobro
de petróleo se clasifican en convencionales y procesos EOR.
Recuperación Primaria: Durante este período, el petróleo se drena
naturalmente hacia los pozos bajo el efecto del gradiente de presión
existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento.
En muchos yacimientos profundos la presión es mayor que la presión
hidrostática, lo que hace que el petróleo llegue a la superficie con el solo
aporte energético del yacimiento. A medida que se expanden los fluidos en el
yacimiento, la presión tiende a bajar en forma más o menos rápida según los
mecanismos involucrados. En ciertos casos, puede existir un mecanismo de
compensación natural que reduzca notablemente la velocidad de
decaimiento de la presión, como la compactación de sedimento
(subsidencia), la migración de un acuífero activo o la lenta expansión de una
bolsa de gas.
Ahora bien cuando el pozo no es eruptivo o cuando la presión se ha
reducido, se necesita un aporte externo de energía para disminuir la presión
en fondo de pozo. O bien se bombea el crudo desde el fondo del pozo, o
bien se utiliza el método del levantamiento con gas; este consiste en inyectar
gas en fondo de pozo de tal forma que el fluido producido sea una mezcla de
gas y petróleo de densidad suficientemente baja para llegar a la superficie
bajo el efecto de la presión del yacimiento.
En resumen el período de recuperación primaria tiene una duración
variable, pero siempre se lleva a cabo, ya que permite recoger numerosas
informaciones sobre el comportamiento del yacimiento, las cuales son de
primera importancia para la planificación de la explotación ulterior. La
recuperación primaria se termina cuando la presión del yacimiento ha bajado
demasiado, o cuando se están produciendo cantidades demasiado
importantes de otros fluidos (gas, agua). El porcentaje de recuperación
primaria del crudo originalmente en sitio es en promedio del orden de 10-
15%.
Recuperación Secundaria: Los métodos de recuperación secundarios
consisten en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el
petróleo para mantener un gradiente de presión. Estos fluidos se inyectan
por ciertos pozos (inyectores), y desplazan o arrastran una parte del petróleo
hacia los otros pozos (productores).
Hasta el principio de los años 70, el bajo precio del crudo hacía que los
únicos fluidos susceptibles de inyectarse económicamente eran el agua, y en
ciertos casos el gas natural. El drenaje por agua permite elevar la
recuperación del aceite originalmente en sitio hasta un promedio de 25-30%,
con variaciones desde 15 hasta 40% según los casos.
Recuperación Terciaria o Mejorada: Después de las recuperaciones
primaria y secundaria, el yacimiento contiene todavía 60-80% (promedio
72%) del crudo originalmente en sitio. Esto se debe a que la eficiencia de los
métodos de recuperación primaria y secundaria está limitada por dos
factores:
- A la escala de los poros, el crudo alcanza una saturación residual
suficientemente baja para encontrarse en forma de glóbulos discontinuos,
atrapados por las fuerzas capilares.
- A la escala del yacimiento existen ciertas zonas en las cuales el fluido
inyectado durante la recuperación secundaria no penetra, por la baja
permeabilidad de estas zonas, porque siguen caminos preferenciales, o
porque la geometría de implantación de los pozos no es favorable.
Entre los métodos cuyo propósito es mejorar la eficiencia del
desplazamiento mediante una reducción de las fuerzas capilares, se pueden
citar la utilización de solventes miscibles con el crudo y la obtención de baja
tensión interfacial con soluciones de surfactantes o soluciones alcalinas.
Para mejorar la eficiencia de barrido se puede reducir la viscosidad del crudo
mediante calentamiento, aumentar la viscosidad del agua con polímeros
hidrosolubles, o taponar los caminos preferenciales por ejemplo con
espumas.
Por consiguiente la tendencia actual es aplicar estas técnicas antes
de que se termine el drenaje con agua y aún desde el principio del
drenaje con agua. Estos métodos se dividen en dos grandes clases:
los métodos térmicos y los métodos de inyección de agua con
productos químicos.
Métodos térmicos
- Inyección cíclica de vapor (huff and puff)
- Inyección continúa de vapor (steam drive)
- Combustión in situ
Métodos químicos
- Métodos miscibles (solventes, CO2, microemulsiones)
- Métodos de baja tensión (surfactante)
- Métodos alcalinos
- Inyección de agua viscosa (polímeros)
- Recuperación asistida por bacterias (MEOR)
Técnica de recuperación asistida por bacterias (MEOR): Es una técnica
que emplea microorganismos y sus productos metabólicos para la
estimulación de la producción de petróleo en ciertos reservorios, esta
consiste en la inyección de microorganismos seleccionados dentro del
reservorio y la posterior estimulación y transporte de sus productos
metabólicos generados in situ Estos microorganismos pueden actuar como
agentes movilizantes de petróleo a fin de obtener mejorar las características
físicos químicas del crudo como lo son la viscosidad y los grados API.
El proceso de MEOR abarca un amplio espectro de tecnologías, las
cuales pueden ser diseñadas para diferentes aplicaciones usando distintas
metodologías. Estas metodologías pueden ser divididas en los siguientes
grupos de aplicaciones:
Estimulación de producción en pozos individuales mediante el uso de
microorganismos.
Inyección continúa de agua y microorganismos.
Biobarrido de nutrientes usando el sistema de huff-and-puff.
Limpieza de pozos con bacterias.
Taponamiento selectivo con bacterias.
Recuperación de fluidos de fracturación con microorganismos.
Actualmente, se están llevando a cabo estimulaciones de pozos
individuales en diferentes yacimientos del país. La reducción en la viscosidad
y los incrementos documentados en la producción de petróleo indican que
estas operaciones están siendo técnicamente exitosas.
Conceptos Básicos
API: Instituto Estadounidense del Petróleo (American Petroleum Institute)
Bacterias: son microorganismos unicelulares que presentan un tamaño de
algunos micrómetros de largo (entre 0,5 y 5 μm, por lo general) y diversas
formas incluyendo esferas, barras y hélices. Las bacterias son procariotas y,
por lo tanto, a diferencia de las células eucariotas (de animales, plantas,
etc.), no tienen núcleo ni orgánulos internos.
Biosurfactantes: son surfactantes de origen biológico. Se definen como un
grupo estructuralmente diverso de moléculas tensoactivas, que presentan en
general menor toxicidad y mayor biodegradabilidad que los surfactantes
sintéticos.
Biotecnología: es la tecnología basada en la biología, consiste en la
utilización de microorganismos así como de células vegetales y animales
para producir materiales tales como alimentos, medicamentos y productos
químicos útiles a la humanidad.
Crudo: el petróleo en su estado natural.
Crudo pesado: es cualquier tipo de petróleo crudo que no fluye con facilidad.
Se le denomina "pesado" debido a que su densidad o peso específico es
superior a la del petróleo crudo ligero y posee un índice API inferior a 20 °, lo
que significa que su densidad es superior a 0.933.
Densidad: masa o peso de una substancia; se la suele expresar en peso por
unidad de volumen. La gravedad específica y la gravedad API son otras
unidades de densidad.
Faja Petrolífera del Orinoco: es una gran cuenca sedimentaria con inmensas
reservas de petróleo, abarca la costa norte del Río Orinoco, desde Guárico
hasta el Delta Amacuro. En ella se encuentra las mayores reservas de crudo
extrapesado del cual se elabora la Orimulsión©.
Fluido: toda substancia que fluye y que no opone resistencia a una fuerza
que tienda a modificar su forma. El término incluye tanto a los líquidos como
a los gases.
Gravedad API: es la gravedad (peso por unidad de volumen) del petróleo
crudo u otros fluidos relacionados, según medición realizada con el sistema
recomendado por el API. Su relación con la gravedad específica se
representa por la ecuación: gravedad API = (141,5 dividido por la gravedad
específica) - 131,5. (API gravity)
Hidrocarburo: el petróleo y el gas natural, por tener compuestos de hidrógeno
y carbono.
Ley de Darcy: describe las características del movimiento del agua a través
de un medio poroso.
Microorganismos: organismos de dimensiones tan reducidas que no se
perciben a simple vista
Mojabilidad: capacidad que tiene un líquido de extenderse y dejar una traza
sobre un sólido. Depende de las interacciones intermoleculares entre las
moléculas superficiales de ambas sustancias.
Permeabilidad: medida de la facultad o posibilidad de una roca para circular
un fluido de una fase bajo condiciones de flujo laminar para que los fluidos
puedan circular a través de una roca porosa. La unidad de permeabilidad es
el darcy.
Petróleo: aceite de roca.
PH: abreviatura de ión potencial de hidrógeno. Los números de pH varían de
0 a 14,7 en su estado natural, y son indicativos de la acidez (inferior a 7) o
alcalinidad (superiora 7) del fluido.
Porosidad: capacidad de un material de absorber líquidos o gases.
Viscosidad: propiedad que tienen los fluidos para oponerse a la deformación
por fuerzas tangenciales. Es la medida de la fluidez de un fluido.
Yacimiento: área geográfica en la que una cierta cantidad de pozos
petrolíferos o de gas producen de un reservorio continuo. La palabra
“yacimiento” puede referirse sólo al área de superficie o puede incluir las
formaciones productivas subterráneas.
