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Universidad De OrienteNúcleo De MonagasEscuela De Petróleo
Propiedades De Las Rocas Y Fluidos
Profesor: Asistente:Henry Martínez Maiker Blanco
Maturín, Noviembre 2006
Introducción
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Al descubrir el petróleo como fuente de energía, este
sustituye al carbón y se convierte en el principal impulsor
del desarrollo económico industrial. A partir de esto el
hombre comenzó a preocuparse por su obtención y de allí se desplegaron una gran cantidad de ciencias relacionadas
a la explotación del crudo, entre estas tenemos La
Ingeniería de Yacimientos, la cual se encarga de estudiar el
lugar el lugar donde el petróleo se encuentra acumulado, de
los factores que influyen en el comportamiento del mismo y
de cómo se pueden manejar estos desde el yacimientohasta la superficie para obtener una alto índice de
productividad.
Para los ingenieros de petróleo los hidrocarburos son
los compuestos de mayor interés en cualquiera de los
estados de la materia en la cual ellos se presentan como
sólido, semi-sólido, líquido, y gaseoso. Estos se mueven o
migran desde la roca generadora, hasta una roca
yacimiento, proceso que se conoce como migración; y va a
depender de algunas propiedades básicas de las rocas y los
efectos de estas en la distribución de los fluidos.
Las propiedades básicas de las rocas son la porosidad
y la permeabilidad, que miden respectivamente la
capacidad de almacenamiento y la facilidad con que dejan
fluir a los fluidos, otras propiedades se obtienen de
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relaciones empíricas así como también el grado de
hidratación de la roca.
De igual forma se debe acotar el esclarecimiento delproblema de las escasas recuperaciones de petróleo y gas,
en arenas de baja permeabilidad con alta saturación de
agua connata, se introdujo el concepto de saturación de
agua, petróleo y gas como porcentaje del espacio total de la
roca porosa en el yacimiento
Reseña Histórica De La Ingeniería De Yacimiento
La ciencia de la ingeniería de yacimientos petrolíferos a
surgido en los últimos 20 años como una rama altamente
técnica y definida de ingeniería de petróleo.
Anteriormente, los ingenieros de petróleo consideraron
las relaciones entre el gas y la energía y reconocieron la
necesidad de dar una información más exacta de las
condiciones físicas existentes en los pozos y yacimientos.
Hoy en día, son comunes las enormes inversiones en
facilidades y personal para la recuperación del petróleo y
gas basada en estudios de yacimiento y predicciones del
comportamiento de los mismos. Una de las más
sobresalientes aplicaciones de la ingeniería de yacimientos
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es la recuperación secundaria de importantes cantidades de
petróleo en campos abandonados o considerados agotados.
A través de métodos de investigación, la ingeniería deyacimiento se convirtió en una rama eficaz bien definida de
la ingeniería de petróleo. Además puede definirse como la
aplicación de principios científicos a los problemas de
drenaje que surgen durante el desarrollo y la producción de
gas y petróleo.
Otro adelanto fue el reconocimiento y medición de la
saturación del agua innata o connata, donde las
saturaciones son inherentes a la formación la cual queda
formando parte del espacio poroso después de la
acumulación del petróleo o gas, esto contribuyo a
esclarecer el problema de las escasas recuperaciones de
petróleo y gas en arenas de baja permeabilidad con alta
saturación de agua connata e introdujo el concepto de
saturaciones de agua, petróleo y gas como porcentaje del
espacio poroso total de las rocas del yacimiento.
Las herramientas del ingeniero de yacimiento son las
geologías del subsuelo, las matemáticas aplicadas y las
leyes fundamentales de física y química que controlan el
comportamiento de los estados líquidos y gaseosos del
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petróleo crudo, gas natural y agua que se encuentra en la
roca del yacimiento.
1. Ingeniería De Yacimiento
De acuerdo a las definiciones hechas por Craft y
Hawkins y Jones-Parra se puede definir la ingeniería de
yacimiento como una rama de la ingeniería de petróleo q
aplica principios científicos y técnicos ara explicar el
comportamiento de yacimientos de hidrocarburos,solucionar problemas de drenaje y estimar sus condiciones
futuras. Su orientación principal es hacia la recuperación de
la mayor parte posible del petróleo en el yacimiento con el
menor costo de producción.
Estudia la energía y presión del yacimiento como
indicadora de la fuerza utilizable para transportar los
hidrocarburos y el agua desde el yacimiento hasta la
superficie.
Por otra parte, se debe tener un adecuado
conocimiento del yacimiento para poder definirlo y evaluarlo
como función fundamental, es decir:
Definir: es determinar el área total, espesor,
inclinación, límites y condiciones de deposición geológica.
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Evaluar: es determinar las propiedades físicas de las
rocas y de los fluidos que contiene y su variación a través
del yacimiento, localización de heterogeneidades, barreras,
entre otros; que puedan afectar el fluido.
1.1 Objetivos finales de la ingeniería de
yacimiento:
• Estimar las reservas o volumen de crudo
recuperable.
• Predecir el comportamiento del yacimiento.
1.2 Aplicaciones de la ingeniería de
yacimiento•Establecer los índices de probabilidad.
• Calcular los hidrocarburos en sitio reserva de
petróleo y/o gas originalmente en sitio, GOES y
POES.
•Adquisición, procesamiento e interpretación de
datos.
•Seguimiento, control y evaluación del
comportamiento del yacimiento durante sus etapas
de vida productiva (primaria, secundaria y terciaria).
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•Calcular las reservas y la extracción en relación
con el nivel de energía, con los desplazamientos de
los hidrocarburos y el agua en el yacimiento y con
efectos capilares.• Tipifica y clasifica los yacimientos según: el tipo de
porosidad (ínter granular, fracturas naturales e
inducidas), las relaciones de las fases (saturados,
subsaturados, volátiles y condensados de gas) en
función de la presión y temperatura, y según el
empuje el cual puede ser: gas en solución,segregación gravitacional, expansión del casquete
de gas o del acuífero, compactación.
• Interpretación de gráficos acerca del
comportamiento del yacimiento para hacer un
diagnóstico rápido, para aplicar la ecuación de
influjo en el pozo para las condiciones de flujo en los
estados semi-estables y estables.
•Aplica las técnicas de análisis de incremento y
disminución de la presión.
•Estudia el flujo real del gas; el desplazamiento de,
sustancias inmiscibles, bajo condiciones de flujo
agregado y de fluidos en los yacimientos
estratificados y por otra parte barridos horizontal y
vertical y zona de transición capilar.
• Se aplica a modelos de recuperación adicional
(secundario y mejorado).
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• Análisis e investigaciones que requieren de
laboratorios especializados.
• Seguimiento, control y evaluación de
comportamientos del yacimiento durante sus etapasde vida productiva ( primaria, secundaria y terciaria ).
• Simula numéricamente el comportamiento
histórico y práctico del o los yacimientos, dividiendo
en sistemas de bloque utilizando técnicas de
computación.
Finalmente la participación de tantas disciplinas como
sean necesarias para el estudio de un yacimiento
dependerá:
Tamaño del yacimiento.
Importancia de la acumulación petrolífera. Complejidad de los estudios.
2. Perfil Del Ingeniero De Yacimiento
Es aquel que toma un número limitado de datos,
agrega suposiciones y obtiene ilimitadas conclusiones. Sumeta es suministrar hechos, información y conocimientos
necesarios para controlar las operaciones y obtener la
máxima recuperación posible de un yacimiento, a una tasa
de producción adecuada y sin causar daños ambientales.
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El ingeniero de petróleo especializado en esta rama
deberá tener conocimientos fundamentales de: las
propiedades de las rocas y los fluidos, mecánica de losfluidos en los medios porosos y entender el comportamiento
de los yacimientos cuando se le extraen o se inyectan
fluidos en el mismo; además de habilidades para trabajar en
equipo con profesionales de otras disciplinas como:
Geología, Química, Geofísica, entre otras. Todo esto con la
finalidad de extraer con la mayor eficiencia posible loshidrocarburos del yacimiento.
Otras herramientas:
Geología del subsuelo; para poder caracterizar el
yacimiento.
Matemáticas aplicadas.
Leyes fundamentales de la física y la química, que
controlan el comportamiento de los estados líquidos y
gaseosos del petróleo, gas natural y agua, que se
encuentran en la roca del yacimiento.
3. Rocas
Es una asociación de una o varios minerales naturales,
es de carácter inorgánico, heterogénea, de composición
química variable y sin forma geométrica definida, que se
origina como resultado de un proceso geológico definido.
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3.1 Tipos De Rocas
• Rocas ígneas: son rocas que se originan por la
solidificación y consolidación del magma. El magmaque no sale a la superficie experimenta a grandes
profundidades enfriamiento lento, dando origen a
grandes masas rocosas. Las rocas ígneas se clasifican
en: intrusivas y extrusivas.
• Rocas metamórficas: son las originadas por procesos
externos sobre rocas preexistentes, que experimentancambios químicas y físicos, debido a cambios de
presión y temperatura. Estos procesos se denominan
metamorfismo y pueden ser de contacto y regional.
• Rocas sedimentarías: son aquellas que se originan a
partir de los sedimentos provenientes de la
meteorización y erosión de rocas preexistentes. El
proceso mediante el cual se acumulan los fragmentos
de rocas, es la sedimentación, y aquel a través del cual
estos sedimentos se transformas en rocas
sedimentarías es la mitificación. No sufren alteraciones
causadas por el intenso calor o presiones elevadas, por
lo tanto, son de tipo asociados a depósitos de
hidrocarburos.
4. Petróleo
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Es una mezcla natural de distintos hidrocarburos
sólidos, líquidos y gaseosos y también de ciertas impurezas.
En latín petroleum significa “aceite de roca” y considerar el
petróleo como un hidrocarburo implica que se trata de unacombinación química compuesta de carbono e hidrógeno
acumulado en formaciones porosas que han sido cubiertas
por capas impermeables de rocas de la corteza terrestre.
4.1 Origen Del Petróleo
Existen dos teorías acerca de su origen: orgánica e
inorgánica.
Según la teoría orgánica, desde hace millones de años,
los mares y océanos estaban habitados por crustáceos,
moluscos, pequeños peces y plancton. Al morir se depositan
en los fondos oceánicos, donde se mezclan y son cubiertos
por sedimentos finos junto con restos vegetales llevados por
los ríos desde los continentes.
A través del tiempo, los restos orgánicos y sedimentos
arcillosos son materia capaz de convertirse en petróleo y a
su vez formar las cuencas sedimentarias.
Por la acción de las bacterias y las altas temperaturas
y presiones existentes en la tierra, los restos orgánicos se
transforman originando una mezcla llamada kerogeno, que
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forma parte de rocas sedimentarias arcillosas conocidas
también como rocas madres. Con el pasar de millones de
años este keroseno se transforma en petróleo y en otros
hidrocarburos. En la actualidad hay regiones en el mundodonde se están formando hidrocarburos.
La teoría inorgánica sostiene el mismo proceso de
formación de las cuencas, pero explica la aparición de
petróleo en esta, como el resultado de reacciones químicas
entre diferentes elementos y compuestos, tales como elcalcio, azufre y agua caliente.
Esta teoría es poco aceptada ya que la cantidad de
estos elementos existentes en la tierra, no son suficientes
para haber producido las grandes cantidades actuales de
petróleo.
Luego de formado la roca madre, el petróleo se movió
a la roca almacén, donde es encontrado actualmente; estas
rocas se caracterizan por ser porosas formando pliegues y
fallas en donde queda el petróleo atrapado, produciéndose
yacimientos.
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Figura Nº 1
4.2 Entrampamiento De Hidrocarburos
4.2.1 La Fuente
Productora de hidrocarburos se considera
generalmente que la materia orgánica depositada
simultáneamente con las partículas de roca, que
generalmente son lutitas. La materia es transformada
en hidrocarburos por varios factores (bacterias, presión
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y temperatura) que luego son expulsados a medida
que continúa la deposición y la compactación.
4.2.2 La trampaEs la condición geológica que permite la acumulación
de hidrocarburos.
Figura Nº 2
Las trampas pueden ser:
4.2.2.1 Estructural
La roca del yacimiento tiene por tapa una roca
impermeable y la geometría de su configuración permite
que la acumulación de hidrocarburos ocurra en la parte
superior más alta. Estas están formadas por deformacionesde las estructuras del medio rocoso, entre estas existen:
Anticlinal, domo y plegamiento.
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Figura Nº 3
4.2.2.2 Estratigráfica
Una trampa estratigráfica resulta de la pérdida depermeabilidad y porosidad en la misma roca que es el
yacimiento. Perdida de permeabilidad generalmente esta
asociada con cambios en el tipo de roca.
Figura Nº 4
4.2.2.3 Combinada
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Muchos yacimientos de petróleo y/o gas se consideran
constituidos por combinaciones de trampas. Ello significa
que tanto el aspecto estructural como los cambios
estratigráficos en el estrato que forma el yacimiento,influenciaron el entrampamiento de los hidrocarburos.
Figura Nº 5
4.2.3 El Sello
Para que exista cualquier tipo de trampa efectiva se
requiere un sello o roca impermeable que la recubra. La
roca impermeable puede estar cubriendo la parte superior
del yacimiento como en el caso de un anticlinal o el
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yacimiento puede estar entrecortado como en el caso de un
domo salino.
5. Yacimiento
Es la parte de una trampa que contiene petróleo, gas o
ambos como un solo sistema hidráulico conectado a muchos
yacimientos de hidrocarburos se hayan conectados
hidráulicamente a rocas llenas con aguas denominadas
acuíferos, también muchos yacimientos se hayanlocalizados en grandes cuencas sedimentarias y comparten
un acuífero común. En este caso, la producción de fluido de
un yacimiento causa la disminución de presión en otros por
la intercomunicación que existe a través del acuífero. En
ciertos casos, la trampa contiene petróleo y gas y en este
caso, la trampa y el yacimiento son uno mismo.
En los últimos yacimientos de petróleo existen tres (3)
fuerzas de acción: las fuerzas hidrodinámicas, las fuerzas
gravitacionales y las fuerzas interfaciales. Estas fuerzas
determinan la distribución y movimiento de los tres (3)
fluidos que se encuentran en los yacimientos: Petróleo, gas
y agua. La capacidad de estas fuerzas para afectar el
comportamiento de los fluidos depende de una serie de
factores, siendo la máxima importancia las propiedades de
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los fluidos y de las rocas que los contiene y los volúmenes
relativos de cada fluido que se encuentra en la roca.
La magnitud de las fuerzas depende en parte de laspropiedades de los fluidos. Las fuerzas hidrodinámicas
dependen de la viscosidad de los fluidos y de su
comportamiento volumétrico a las diferentes presiones a las
cuales se somete en el proceso de producción. Por su parte,
las fuerzas gravitacionales actúan según la densidad de los
fluidos y las fuerzas interfaciales según su tensióninterfacial. En las propiedades de las rocas actúan las
fuerzas hidrodinámicas de acuerdo con la permeabilidad,
porosidad y la uniformidad de la roca.
Figura Nº 6
5.1 Clasificación De Los Yacimientos.
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5.1.2 Según el criterio geológico
• Estratigráficos: están constituidos por partículas
en su mayoría de cuarzo y se pueden presentar enforma cementada, lentes de arena, cambios de
fases, calizas, dolomitas porosas, sellos asfálticos y
cambios de permeabilidad.
• Estructurales: contienen considerablemente
calcita (calizas, dolomitas), formándose una roca
impermeable. Fracturas en calizas, discordancias,fallas de areniscas, anticlinales, sinclinales y domos
salinos.
• Combinación de ambos.
5.1.3 Según el número de fases originalmente
presentes
• Cuando se habla de yacimiento de hidrocarburos se
refiere a cualquier yacimiento, ya sea que produzca
dos fases, líquida y gaseosa o que produzca una sola
fase. A la fase líquida se le denomino petróleo líquido o
condensado dependiendo de su composición, el
condensado contiene principalmente hidrocarburos
medianos coincidiendo muchas veces con una gasolina
natural. A la fase gaseosa se le denomino gas natural.
• Cuando en el yacimiento se tiene solo fase líquida, en
la gran mayoría de los casos, existe gas disuelto (en
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solución) por lo tanto se produce petróleo crudo y gas
natural. Estos yacimientos se les nombra petróleo no
saturado.
• Cuando se tienen las dos fases en el yacimiento, estaes la zona de petróleo y la capa de gas, la producción
contiene gas natural libre, gas en solución y petróleo
crudo. A este tipo de yacimiento se le denomino
petróleo saturado.
El gas natural, bien sea en solución o libre, que se
encuentran en yacimientos petrolíferos, se denomina gasasociado.
Los yacimientos de petróleo no saturados y saturados
pueden ser identificados por medio de la presión, por
encima de la presión de burbujeo tenemos los no saturados
y por debajo los saturados.
5.1.4 Según comunicación con acuífero
• Yacimientos volumétricos: son aquellos en los
cuales el volumen ocupado originalmente por el
petróleo permanece constante, la tasa de
producción y la presión del yacimiento disminuye
progresivamente hasta su mínima expresión. El
gas presente en el yacimiento, sea libre o en
solución, y las fuerzas gravitacionales representan
el origen de la energía expulsora.
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• Yacimientos hidráulicos: son aquellos en los
cuales el volumen ocupado originalmente por el
petróleo es reducido por incursión del borde de
agua de un acuífero existente, con tan suficienterapidez como para mantener mas o menos
constante la tasa de producción de los pozos y la
presión del yacimiento. La intrusión y la expansión
del agua representan el origen de la energía
expulsiva.
5.1.4 Según tipo de fluido
• Yacimientos de gas.
• Yacimientos de condensado.
• Yacimientos de petróleo liviano.• Yacimientos de petróleo mediano.
• Yacimientos de petróleo pesado.
• Yacimientos de petróleo extra-pesado.
• Yacimientos de petróleo bítumen.
5.1.5 De acuerdo con los volúmenes de gas opetróleo que contienen los yacimientos
• Yacimientos de petróleo: en este el petróleo es el
producto dominante y el gas esta como producto
secundario disuelto en cantidades que dependen de la
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presión y la temperatura del yacimiento. Reciben el
nombre de yacimientos saturados cuando el petróleo
no acepta más gas en solución bajo las condiciones de
presión y temperatura existentes, lo que ocasiona quecualquier exceso de gas se desplace hacia la parte
superior de la estructura, lo que forma una capa de gas
sobre el petróleo. En yacimientos de petróleo no
saturados también se desarrolla la capa de gas por los
vapores que se desprenden en el yacimiento al
descender la presión. La mayor parte del gas naturalproducido en Venezuela hoy en día, proviene de
yacimientos de gas en solución.
Figura Nº 7
• Yacimientos de gas-petróleo: son aquellasacumulaciones de petróleo que tiene una capa de gas
en la parte más alta de la trampa. La presión ejercida
por la capa de gas sobre el petróleo es uno de los
mecanismos que contribuyen al flujo natural del
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petróleo hacia la superficie a través de los pozos.
Cuando baja la presión y el petróleo ya no puede subir
espontáneamente, puede inyectarse gas desde la
superficie a la capa de gas del yacimiento,aumentando la presión y recuperando volúmenes
adicionales de petróleo.
Figura Nº 8
• Yacimientos de condensado: en estos yacimientoslos hidrocarburos se encuentran en estado gaseoso,
por características específicas de presión, temperatura
y composición. El gas esta mezclado con otros
hidrocarburos líquidos, se dice que se halla en estado
saturado. Este tipo de gas recibe el nombre de gas
húmedo. Durante la producción del yacimiento, lapresión disminuye y permite que el gas se condense
en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de
película a las paredes de los poros queda atrapado y
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no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando
gas a fin de mantener la presión del yacimiento.
• Yacimientos de Gas seco: en estos el Gas es el
producto principal. Son yacimientos que contienenhidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos
no se forman líquidos por los cambios de presión y
temperatura. El gas se genera gracias a un proceso de
expansión, parecido al que ocurre en las bombonas,
donde la cantidad de gas esta relacionada con la
presión del envase.
Figura Nº 9
• Yacimientos de gas asociado: el gas que se
produce en los yacimientos de petróleo, de gas-
petróleo y de condensado, reciben el nombre de gas
asociado, debido a que se produce conjuntamente con
hidrocarburos líquidos. El gas que se genera en los
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yacimientos de gas seco se denomina gas no asociado
o gas libre y sus partes líquidas son mínimas.
Figura Nº 10
5.1.6 Según el mecanismo de producción
Los mecanismos de producción son los procesos
mediante el cual los fluidos del yacimiento son movidos a
través del medio poroso hacia el fondo del pozo. Entre los
que se pueden nombrar:
• Empuje hidráulico: resulta de la expansión del agua
de un acuífero adyacente al yacimiento, su efectividad
depende de dos parámetros:
• Tamaño del acuífero.
• Permeabilidad de la roca del yacimiento.
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Cuando ocurre una intrusión de agua en un yacimiento
petrolífero en forma natural o artificial, el petróleo es
desplazado delante del agua formando un frente siempreque las condiciones de saturación de fluidos sean
favorables. Una intrusión de agua en forma natural y en
cantidad suficiente puede ocurrir únicamente en el
yacimiento con un acuífero de suficiente extensión para que
el agua pueda reemplazar volumétricamente al petróleo
producido.
La sustitución de petróleo por agua proveniente de un
acuífero puede ocurrir bajo la influencia de varios factores,
que operan individualmente o en combinación. Estos son:
expansión volumétrica como resultado de la reducción en la
presión del yacimiento, flujo hidráulico como resultado de
la infiltración en los afloramientos de las rocas reservorios o
inyección artificial de agua dentro de la zona petrolífera.
Tomando en cuenta que la comprensibilidad del agua
es pequeña, se requieren varias unidades de volumen de
agua para que una unidad de volumen sea desplazada del
yacimiento por reemplazo volumétrico y además que
acuíferos de gran tamaño sean necesarios para un efectivo
empuje hidráulico. Igualmente se requiere una
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permeabilidad adecuada para que exista una rápida
comunicación entre yacimiento y acuífero.
Los factores de recobro están entre 40 y 80%. Secaracterizan por los siguientes hechos:
• Rápida declinación en la presión inicialmente, pero
esta se hace cada vez menor con la producción.
• La tasa de producción de petróleo disminuye
lentamente pero en forma continua y a su vez laproducción de agua aumenta.
• La relación gas- petróleo es relativamente cercana al
valor de la razón gas disuelto- petróleo,
correspondiente a la presión inicial del yacimiento.
• La producción de agua aparece relativamente
temprano, principalmente los pozos más cercanos alcontacto agua- petróleo.
Este mecanismo debe ser considerado cuando este
presente una zona de petróleo una porción de roca con alta
saturación de agua. Esta porción de yacimiento percibe el
nombre de acuífero.
A medida que transcurre la explotación del yacimiento
y su presión se va reduciendo, al igual que todos los otros
fluidos, el agua presente en el acuífero se va expandiendo.
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Esta expansión producirá un desplazamiento de los
hidrocarburos hacia los pozos de producción. Este efecto se
mantiene hasta que la capacidad expansiva del volumen de
agua contenido en el acuífero se agote.
• Empuje por gas en solución
• Ocurre por la expansión del gas disuelto que salede la solución cuando disminuye la presión.
• Predomina cuando no hay otras fuentes naturales
de energía como un acuífero o capa de gas.
• Factor de recobro de crudo bajo (alrededor de
25%), excepto si el efecto gravitacional es de
importancia. Sus principales indicadores son:
Rápida declinación de la presión y de la tasa
de producción.
La relación gas petróleo (RGP), se eleva
rápidamente por cierto periodo luego baja
nuevamente.
En términos generales se puede decir que es el
mecanismo de producción más corriente y que
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generalmente contribuye con la producción de la mayor
parte de los fluidos.
• Empuje por gravedad: Este es característico deyacimientos que presentan un alto grado de
buzamiento. Esto favorece el flujo en contra corriente
mediante el cual el gas migra hacia la parte alta de la
estructura y el petróleo hacia la parte de abajo, por
razones de diferencia de densidad. En este tipo de
yacimientos es frecuente la formación de una capa degas secundaria.
• Empuje por expansión de los fluidos: Este
mecanismo está presente en todos los yacimientos,
pero es mas importante en yacimientos donde la
presión es mayor que la presión de burbujeo y por lo
tanto, los componentes de los hidrocarburos se
encuentran en fase líquida, yacimientos subsaturados.
Cuando se perfora un pozo en un yacimiento la
producción de líquidos favorecen una reducción de
presiones que a su vez genera una expansión del
petróleo y del agua del yacimiento. Conjuntamente
ocurrirá una reducción de peso de estratos
suprayacentes y reducirá la presión en los poros
debido a la producción de los fluidos.
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• Empuje combinado: Los mecanismos de producción
en la mayoría de los yacimientos son una combinación
de los mencionados anteriormente. Estos pueden estar
activos en forma simultánea, o en forma secuencialsiendo importante su determinación para la
optimización de la explotación del yacimiento.
• Empuje por compactación: Este esta presente en
todos los yacimientos, ocurre debido a la disminución
del volumen poroso del yacimiento a consecuencia delpeso de las rocas suprayacentes, creando un
diferencial de presión entre la presión a la cual están
los fluidos entre los poros de la formación y la presión
ejercida por el peso de las rocas suprayacentes.
5.2 Características De Los Yacimientos
• La porosidad de la roca: Que indica el
porcentaje de capacidad de almacenamiento del
volumen total de la roca.
• La permeabilidad de la roca: Que representa la
facilidad con que los fluidos se desplazan a través
del medio poroso. No obstante, es importante
apreciar que no existe una determinada relación
de proporcionalidad ni correlación matemática
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alguna entre porosidad y permeabilidad, ésta
depende de factores como; la deposición, la
sedimentación, compactación y homogeneidad o
heterogeneidad de los sedimentos, y es medida enDarcy; mientras que la porosidad es la medida de
almacenamiento de la roca y depende de los
espacios insterticiales.
• Para que los hidrocarburos permanezcan
contenidos en el yacimiento: Las capas yestratos sub-adyacentes de los estratos que lo
cobijan deben ser impermeables.
• El volumen total del yacimiento: se estima
tomando en consideración su espesor promedio y
su extensión.
• La presencia de hidrocarburos in-situ: Dado
por el porcentaje de saturación.
• Presión del yacimiento: Es muy importante la
presión del yacimiento porque esta induce al
movimiento del petróleo, desde los confines del
yacimiento hacia los pozos y desde el fondo de
estos a la superficie. De la magnitud de la presión
depende si el fluido fluye naturalmente con fuerza
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hasta la superficie, o si, por el contrario, la presión
es solamente suficiente para que el petróleo llegue
hasta cierto nivel en el pozo. Cuando se da este
caso entonces se recurre a la extracción delpetróleo del pozo por medios mecánicos.
A medida que el pozo produce, hay disminución de
presión. En el transcurso de la vida productiva del pozo o el
yacimiento en general, se llega a un límite económico de
productividad, que plantea ciertas alternativas. Se puedeintentar reestablecer la presión y mantenerla por inyección
de gas y/o agua al yacimiento; con fines de proteger su vida
productiva y aumentar el porcentaje de extracción de
petróleo del yacimiento económicamente. O se pueden
abandonar pozos y sus yacimientos en su totalidad.
La presión de un yacimiento se deriva del mismo
proceso geológico que formo el petróleo, del yacimiento que
lo contiene y de fuerzas, como las sobrecargas que
representan las formaciones sub-adyacentes y/o dinámica
sub-adyacente que puede ser factor importante en la
expulsión de petróleo hacia los pozos. De igual manera, el
gas en solución en el petróleo, representa una fuerza
especial para el flujo del petróleo a través del medio poroso.
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• Temperatura del yacimiento: En la práctica, se
toman medidas de temperatura en los pozos para
tener una idea del gradiente de temperatura,
generalmente se expresa en 1º C, por cierto intervaloconstante de profundidad. Mientras mayor sea la
profundidad del yacimiento mayor será la
temperatura. Si el gradiente de presión es de 1ºC por
cada 30 metros de profundidad, se tendrá para un
caso hipotético a 1500 metros una temperatura de
50ºC por encima de la temperatura ambiental.
5.3 ¿CÓMO SE PUEDE ENCONTRAR UN YACIMIENTO?
Cuando hay probabilidades de que en subsuelo existan
acumulaciones de petróleo o gas natural, se sigue una serie
de pasos, con la finalidad de ubicar el sitio con mayoresposibilidades de comprobarlas y posteriormente de
extraerlas. El principal trabajo del geólogo consiste en
descubrir las condiciones bajo las cuales se acumulan en
gas y el petróleo; para ello recurre a diferentes métodos de
exploración, siendo los más importantes:
• Métodos Geológicos: Consisten en estudiar lasrocas superficiales buscando indicaciones directa
como menes o manaderos de petróleo, asfalta y gas;
y aplicar la geología de superficie para verificar la
existencia de rocas asociadas al origen y
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almacenamiento de hidrocarburos, e interpretar la
existen de trampas en el suelo mediante la
observación y medición de sus efectos en el terreno.
Con este fin también se utilizan las fotografías aéreas.
Los estudios de geología de superficie requieren un
levantamiento topográfico previo con el cual se obtiene un
mapa de relieve. Sobre este mapa, los geólogos grafican los
datos adquiridos y a partir de éstos interpretan el subsuelo
y sus posibilidades petrolíferas.
Figura Nº 11
• Método Gravimétrico: Mide las variaciones de lafuerza gravitacional en función de las densidades de
las rocas.
• Método Magnético: Registra las variaciones locales
del campo magnético y según esto, puede
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determinarse la distribución de las rocas que
contienen diferentes propiedades magnéticas.
• Método Sísmico de Reflexión: Mide las
propiedades de las rocas para transmitir las ondasacústicas provenientes de un detonante, las cuales
viajan más rápido en rocas duras y compactas que en
rocas blandas.
Figura Nº 12
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6. PETROFÍSICA Y SUS PROPIEDADES
Estudio de las propiedades de las rocas y su relación
con los fluidos que contienen en estado estable o de flujo.
Entre sus propiedades básicas se encuentran:
6.1 PERMEABILIDAD (K )
Facultad de una roca para permitir que los fluidos se
muevan a través de la red de los poros interconectados.
6.2 SATURACIÓN (S)
Propiedad de la roca de estar impregnada de algún tipo
de fluido, con los espacios porosos llenos hasta la
capacidad.
Es así como:
SF (Saturación de fluido)
VF (Volumen de fluido)
VP (Volumen poroso)
So (Saturación del petróleo)
Vo (Volumen del petróleo)
100 xV
V S
P
F
F =
100 xV
V S
P
oo =
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Sg (Saturación del gas)
Vg (Volumen del gas)
Sw (Saturación del agua)
Vw (volumen del agua)
Si tenemos presentes los tres fluidos:
6.3 POROSIDAD (φ )
La porosidad es la característica física mas conocida de
un yacimiento de petróleo. Se define como la capacidad que
tiene la roca para almacenar fluido, o bien es la medida de
almacenamiento de una roca en el espacio intersticial
(espacio sin material entre grano y grano)
Figura Nº 13
100 xV
V S
p
g
g =
100 xV
VwSw
P
=
So+Sg+Sw = 1
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La recuperación total de petróleo de un yacimiento es
una función directa de la porosidad, ya que ella determina
la cantidad de petróleo presente para cualquier porcentajede saturación de petróleo dado.
Su formula matemática es la siguiente:
Donde:
VP = Volumen Poroso Entre los Granos
V T = Volumen Total
VS = Volumen Real de los Granos
La porosidad es expresada en porcentaje en vez de
fracción convencional, por esto se procede a multiplicar la
ecuación anterior por cien, obteniéndose las siguientes
ecuaciones:
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6.3.1 TIPOS DE POROSIDAD
La porosidad se puede clasificar de dos formas:
6.3.1.1 De acuerdo a la comunicación de los poros:
• Porosidad absoluta o total (φ T): se considera como
el porcentaje del espacio total con respecto al volumen
total de la roca sin tener en cuenta si los poros están
interconectados entre si o no, existen casos en los queuna roca de porosidad absoluta alta no presente una
conductividad o fluidos debido a la falta de
intercomunicación de los poros. Como ejemplo: la lava,
y otras rocas ígneas con porosidad vesicular.
• Porosidad efectiva (φ E): es el porcentaje del
espacio poroso interconectados entre si con respecto
al volumen total de la roca, es decir, solo se considera
los poros intercomunicados para el calculo del volumen
poroso. Por consiguiente es una indicación de la
conductividad a fluidos aunque no una medida de ellos
necesariamente.
Realmente la porosidad que nos interesa es la
porosidad efectiva, ya que a partir de ella se podría estimar
la cantidad de gas y petróleo en sitio (GOES y POES). En
este caso la porosidad efectiva depende de muchos
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factores, uno de los más importante son: empaque de los
granos, tamaño de los granos, cementación, meteorización,
lixiviación, cantidad y clases de arcillas y el estado de
hidratación de las mismas.
Solo los volúmenes de hidrocarburos almacenados en
los poros interconectados pueden ser extraídos
parcialmente del yacimiento, la diferencia entre la
porosidad efectiva y la porosidad absoluta se denomina
Porosidad residual o no efectiva.
6.3.1.2 De acuerdo al origen y el tiempo de
deposición de los estratos (geológicamente):
• Porosidad Primaria (φ 1): también llamada
porosidad intergranular es aquella que se desarrolla u
origina en el momento de la formación o deposición de
los estratos. Los poros formados de esta forma
constituyen simplemente espacios vacíos entre granos
individuales de sedimentos. Los granos de este tipo de
roca forman empaques de tipo cúbico u ortorrómbico,
ejemplo propio de ello son las rocas sedimentarias
como las areniscas (detríticas o clásticas) y calizas (no
detríticas).
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• Porosidad Secundaria (φ 2): es aquella que se forma
posteriormente, debido a un proceso geológico
subsecuente a la deposición del material del estrato o
capa. Los empaques de grano que presentan las rocascon porosidad secundaria, son generalmente de tipo
rombohedral, sin embargo en rocas calcáreas es
frecuente encontrar sistema poroso de configuración
compleja. Se le conoce también como porosidad
inducida.
Este tipo de porosidad a su vez puede clasificarse
en:
Porosidad en solución: se forma por
disolución del material sólido soluble que
esta presente en algunas rocas.
Porosidad por fractura: es la que se
origina en rocas sometidas a varias acciones
de diastrofismo.
Porosidad por dolomitización: proceso
mediante el cual las calizas se forman en
dolomitas, que son más porosas.
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Se puede presentar el caso que un solo yacimiento
presente los dos tipo de porosidad, estos son llamados
“Yacimientos de Doble Porosidad”
6.3.1.2.1 Diferencias entre porosidad primaria y
secundaria
Al cotejar ciertas características genéticas se
observaron algunas de gran relevancia. En primer lugar sedice que la porosidad de origen primaria, intergranular, es
posible observarlas en muestras de pequeños tamaños, esto
se debe a que este tipo de roca posee una distribución mas
o menos homogénea y un comportamiento isótropos, es
decir, que cualquier porción que se tome de la roca arroja la
misma tendencia en cuanto a volumen poroso se refiere.
Por su parte las rocas que presentan porosidad secundaria
suelen tener una distribución muy irregular que va a ser
determinada por el proceso que genero dicha porosidad, por
lo que puede existir bloques de gran tamaño absolutamente
carentes de poros separados entre sí por conductos de
mayor o menor envergadura, por lo tanto se infiere que
para el estudio de estas muestras es posible si se
consideran volúmenes grandes de roas, es decir, el
comportamiento genético de las rocas con este tipo de
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porosidad es heterogéneo y anisótropos distintos en
diferentes direcciones.
6.3.2 Factores Que Afectan La Porosidad
6.3.2.1 Empaque de los granos
Dependiendo de la forma en que se agrupen los granos
en las arenas, dependerá el espacio poroso que hay en ellas
y para determinar los máximos valores de la porosidad enarenas no consolidadas, se ha llegado a la convención de
usar sistemas ideales como granos perfectamente esféricos
y de igual diámetro en los que se puede señalar los
siguientes:
• Empaque Cúbico: este tipo de empaque presenta un
arreglo de mínima compactación y por lo tanto máxima
porosidad. Los ejes de las esferas forman entre si
ángulos de 90º
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El volumen del sólido (VS) lo representa las esferas y el
volumen total (V T) es representado por el volumen del cubo,
se tiene:
Sustituyendo en la ecuación de porosidad:
• Empaque Rombico u Ortogonal: las esferas en este
tipo de empaque se distribuyen formando sus ejes
ángulos de 60º en un plano y de 90º en otro plano.
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De la misma manera que en el empaque cúbicorecurrimos a la formula de porosidad, en este caso el
volumen total viene dado por:
Finalmente sustituyendo:
• Empaque Tretagonal Esferoidal: los ejes de las
esferas forman en todos los sentidos ángulos de 60º
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Análogamente a los ejercicios anteriores tenemos:
Sustituyendo:
• Empaque Rombohedral (Hexagonal): representa elarreglo de mayor compactación y por esto proporciona
la mínima porosidad, la cual representa un 26,0 % de
la porosidad.
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En el análisis del empaque de los granos es de
particular interés el hecho de que el radio (r) se cancela y la
porosidad del empaque de esferas uniformes es una función
del empaque solamente.
Es importante destacar que mientras los empaques
eviten una mayor compactación entre grano y grano la
porosidad por consiguiente va a ser mayor, es por esto que
los empaques cúbicos brindan una mayor porosidad,alcanzando valores de 47,56%; cotejando este tipo de
empaque con el empaque rómbico se debe resaltar que
este tipo de empaque genera una mayor compactación
originando un déficit en los valores de porosidad,
análogamente se paso analizar la influencia de los
empaques tetragonales y los rombohedrales, estos
permiten una gran compactación entre los granos por lo que
los niveles de porosidad bajan significativamente.
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Por otra parte el empaquetamiento de las gravas va a
depender de la homogeneidad del tamaño (el grano,
mientras esta sea más regular más regular será el
empaquetamiento y por lo tanto los poros serán mayores.Pero si la formación presenta heterogeneidad del tamaño
del grano, el empaquetamiento será irregular estando
parcialmente ocupados los poros entre los elementos
gruesos por los elementos finos, la porosidad disminuirá.
6.3.2.2 Material cementante
Las rocas poseen elementos internos que les permiten
mantenerse como tal, uno de estos elementos lo constituye
el cemento que une los granos entre si, muchas veces este
reduce el número de poros haciendo disminuir la porosidad
efectiva. Los materiales cementantes más comunes son el
sílice, el carbonato de calcio y la arcilla. Del material
cementante depende la firmeza y compactación de la roca
sedimentaria; por ello los estratos se identifica como
consolidados, poco consolidados y no consolidados y esto es
muy importante porque ello determina el tipo de
terminación del pozo (a hueco entubado, hueco abierto,
empaque con grava, entre otros.)
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6.3.2.3 Geometría y distribución de los granos
La porosidad depende de las dimensiones relativas de
los granos debido a que entre menos uniforme sea unamuestra más partículas finas habrá llenando los espacios
vacíos dejados por los granos gruesos y por lo tanto se
disminuye la porosidad. Investigaciones realizadas
reconocen que los materiales que están presentes en una
arena poseen una gran variedad en su tamaño y que no
solamente el empaque, sino la angularidad y la distribucióndel tamaño de las partículas afecta la porosidad. Como
valores reales de porosidad se pueden indicar los
siguientes:
• Areniscas: poseen una porosidad comprendida entre
10 y 40% dependiendo de la naturaleza del cemento y
su estado de consolidación.
• Calizas y dolomitas: su porosidad se encuentra entre
los parámetros de 5 y 25%.
• Arcillas: ubicadas entre 20 y 45% de porosidad.
En términos generales se dice que la porosidad es:
• Despreciable si φ < 5%
• Baja si 5 < φ < 10%
• Buena si 10 < φ < 20%
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• Excelente si φ > 20%
6.3.2.4 Presencia de Capas Suprayacentes y
Confinantes
Se dice que la porosidad de las rocas sedimentarias
depende del grado de compactación de la roca. Cuando los
estratos superpuestos o capas suprayacentes ejercen a
través de su peso una presión de sobrecarga las fuerzas
compactantes aumentan, disminuyendo la porosidad de lasrocas que conforman el yacimiento. Este proceso también
va a depender del tipo de matriz que posean las rocas, ya
que este reacomodo de los granos producto de la
compactación va a afectar aún más a rocas de tipo arcillas
que a otras como areniscas, esto se debe a que las arcillas
poseen granos más finos que permiten aumentar la
compactación y consolidación de la roca reduciendo a s vez
los espacios vacíos, es decir la porosidad.
6.3.3 Volumen Poroso De Un Yacimiento
Conocida la porosidad y el volumen total (área y
espesor) de un yacimiento su volumen poroso viene dado
por:
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Vp = 7758 bbls/ acrepie × A acre × h pies ×
∅ fracción
Vp = 7758 × A × h× ∅
6.3.4 Interpretación De La Porosidad De La Roca
La porosidad no solo nos permite conocer la capacidad
de almacenamiento de una roca, sino también queutilizando los valores de porosidad podemos conocer un
poco sobre la historia geológica de los yacimientos o rocas
que estamos estudiando (si la porosidad es primaria, los
espacios se formaron al mismo tiempo que los sedimentos
fueron depositados; mientras que si la porosidad es
secundaria, entonces estos se formaron por procesosgeológicos sub-consecuentes a la deposición del material,
movimientos telúricos).
De tal forma que si tenemos una roca de 100m3 de
volumen cuya ∅ = 23% podemos decir que en ella pueden
estar almacenados 23m3 de fluido extraíble del yacimiento.
Observación: Es importante recordar que aunque la
porosidad esta expresada en porcentajes (%), es necesario
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dividir unidades iguales, tales como cm3 / cm3 ,m3 / m3,
otras.
6.3.5 TEORIA DE LA COMPACTACION
Generalmente, cuando ocurre la compactación de un
yacimiento se añade una fuente importante de energía para
la explotación de los hidrocarburos en sitio.
La reducción del espesor del yacimiento productor esatribuible a la elasticidad de la roca porosa, en la cual por
compresibilidad se reduce el volumen de poros al disminuir
la presión de los fluidos remanentes allí existente.
También es importante apreciar que, dependiendo de
la resistencia de la roca recipiente, se puede causar la
disminución del espesor de la formación productora. Así que
compactación se denomina el fenómeno que reduce el
volumen de poros y a su vez reduce el espesor por
compresibilidad. Cuando la compactación es severa y la
profundidad del yacimiento no es muy grande, el fenómeno
que ocurre en el subsuelo esta acompañado del
hundimiento de la superficie del suelo sobre el yacimiento.
6.3.6 Determinacion De La Porosidad
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La porosidad puede determinarse por:
• Métodos directos en laboratorio.
• Métodos indirectos en el campo.
6.3.6.1 Método Directo
En la determinación de la porosidad en el laboratorio,
es necesario conocer o evaluar los parámetros que lo
definen, es decir, el volumen total, el volumen sólido y el
volumen poroso. Para ello se usan muestras o núcleos
obtenidos en los pozos, previamente tratados y preparados.Según los siguientes parámetros:
6.3.6.2 Evaluación del volumen total
• Medida directa.
• Picnómetro de mercurio.
• Volumen de Russell.
• Método gravimétrico.
6.3.6.3 Evaluación del volumen sólido
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• Trituración de la muestra.
• A partir de la densidad de los granos.
• Método de inmersión.
• Porosímetro de Stevens.
• Usando la cámara de presión.
6.3.6.4 Evaluación del volumen poroso
• Medición del volumen de aire contenido en los poros
mediante el porosímetro de E. Vellinger o elporosímetro Washburn Bunting.
• Peso del líquido que llene los poros o método de
saturación.
• Inyección de mercurio.
• Porosímetro de expansión de Burean of Mines.
6.3.6.2 Métodos Indirectos
• A partir del factor de formación.
• A partir de perfiles de macro resistividad.
• A partir de registros de micro resistividad.
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• A partir del perfil neutrónico.
• A partir de perfil sónico.
• A partir del perfil de densidad.
Aquí se pueden nombrar algunos ejemplos de los métodos
directos:
• Método de la pérdida de peso o inmersión: este
método consiste básicamente en observar la pérdida
de peso que ocurre cuando un núcleo es saturado por
un líquido. Este método nos permite determinar elvolumen total existente en dicho núcleo. El
procedimiento consta de varios pasos:
Se extraen los fluidos de la muestra; se seca la
muestra y se procede a saturarla con un líquido
especial.
Mediante una balanza obtenemos el peso de la
muestra seca, y el peso de la muestra saturada y
sumergida completamente dentro de una porción
del mismo líquido.
Se calcula la diferencia entre ambos pesos y se
divide entre la densidad del fluido saturante.
Ej.: muestra saturada con agua e inmersa en agua
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A: peso de la muestra seca = 20,00grs.
D: peso de la muestra saturada con agua =22,50grs.
E: peso de la muestra saturada con agua, medido en el
mismo liquido a 40.0°F = 12.60grs.
Al introducir la muestra en el líquido, éste aumenta
cierto nivel, y el peso de esta diferencia el volumen es la
diferencia entre el peso de la muestra saturada con aguamedida al aire y el peso de la muestra saturada medida con
agua.
Peso del (V2 – V1) = (22,50 –12,60)grs. =9,90 grs.
V2 – V1= 9.90 grs. × (1/1,00)cc/grs.=9.90 grs.
Volumen de la roca = 9,90cc.
• Método de la saturación de la muestra de unlíquido
Este método es muy parecido al anterior, solo que más
sencillo; el procedimiento es el siguiente:
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Se registra el peso de la muestra sin ningún tipo
de fluido en su interior.
Se satura la muestra.
Se pesa con una balanza, teniendo en cuenta la
eliminación de excesos de líquidos que puedan
quedar en la superficie del núcleo.
Se calcula la diferencia entre ambos pesos.Al calcular esta diferencia, se estará calculando el peso
del líquido inmerso en los poros. Luego se divide entre la
densidad del fluido para así finalmente obtener el volumen
poroso de la roca.
Ejm: pesando un líquido que llene los poros (método de
saturación)
A: peso de la muestra seca medida al aire =20,00grs.
B: peso de la muestra saturada con parafina medida al aire
= 20,90 grs.
C: densidad de la parafina = 0,90 grs.
Peso de la parafina contenida en los poros = B – A =
0.90grs.
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Volumen ocupado por la parafina = volumen poroso.
Volumen poroso = 0,90grs × (1/0,90)cc/grs. = 1 cc.
• Método De La Inyección De Mercurio: Este método
suele utilizarse cuando se quiere calcular la porosidad
de una muestra que tiene baja permeabilidad, razón
por la cual no es factible aplicar los métodos antes
mencionados. El procedimiento consiste en extraer los
posibles fluidos presentes en la muestra, y secarla;luego el volumen del núcleo se halla por medio del
desplazamiento de mercurio en un picnómetro, como
se muestra en la figura
Ej. :
A: peso de la muestra seca medida al aire =20,00 grs.
F: peso del picnómetro lleno con mercurio = 350,00 grs.
G: peso del picnómetro cuando contiene la muestra y el
mercurio a 20°C = 235,90 grs.
Densidad del mercurio = 13,546 grs./ cc
A + F =20,00 +350,00 = 370,00 grs.
Peso de la diferencia del nivel del mercurio = 370,00 –
235,90 = 134,10 grs.
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Diferencia de volumen en el mercurio =134,10
grs.× (1/13,546)cc/grs. = 9.90cc
VOLUMEN DE LA ROCA = 9,90 cc.
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Figura Nº 14
• Método de la expansión de gas contenido en los
poros: en este método se utiliza un instrumento
denominado “Porosímetro de Stevens”. El experimento
consiste en una cámara en la cual se encuentra cierto
gas al que se le realiza la medición de su volumen
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inicial, luego se deja pasar al gas por el núcleo, y
cuando ya el mismo esté saturado, se realiza una
medición del gas en la cámara.
Ejm: Expansión de gas contenido en los poros.
A: volumen de la cámara del núcleo =15,00 cc
B: volumen total de aire extraído = 7,00 cc.
C: volumen de la muestra medido con un picnómetro =
10,00 cc
Volumen efectivo de los granos = A –B =8,00 cc
Porosidad efectiva = ( (10 –8)/10) × 100 = 20%
• Método de la Retorta: Este es un método
práctico de laboratorio para medir porosidad por
sumatoria de fluidos, es decir, además mide la
saturación de agua y saturación de petróleo. Es
importante decir que solo se utiliza para núcleos
consolidados.
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Procedimiento:
Simultáneamente con la toma de muestra tipo tapón,se selecciona un trozo de núcleo fresco (con los fluidos
originales) bien preservados de 3in a 4in de longitud, se
pesa un trozo de núcleo entre (20-30) gramos, utilizando la
parte central del núcleo para evitar que influya la invasión
del lodo de perforación; este trozo debe ser lo más
redondeado posible y se coloca dentro de la bomba demercurio con la finalidad de medir el volumen total ocupado
por esta porción de núcleo. Seguidamente aplicando la
presión se debe medir el volumen poroso no ocupado por
petróleo o por el agua, supuestamente ocupado por gas.
Con los datos generados con la bomba mercurio se
determina:
Densidad natural de la roca.
Saturación de gas y de la roca ocupada por gas
(Sg)
Simultáneamente se toman 100 g de esta misma
muestra y se coloca en celdas cilíndricas dentro de la
retorta para medir la saturación del agua y la saturación de
petróleo.
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El volumen de agua se determina colocando la retorta
a 400º F o 500ºF (dependiendo si es una arenisca o una
caliza), y el volumen de petróleo se determina colocando laretorta a 1200ºF. Con los resultados obtenidos en la retorta
se determina la porosidad de la roca ocupada por agua (∅w)
petróleo (∅o) y las saturaciones de petróleo y gas los datos
(bomba de mercurio y retorta), se determina la porosidad
total de la muestra de esta forma:
6.3.7 Valores Promedio De La Porosidad
Cuando hacemos el estudio de un yacimiento, notamosque estos ocupan un espacio considerable en el cual,
generalmente, se obtienen valores de porosidad diferentes
en distintos puntos del volumen poroso.
Sin embargo, existe la necesidad de asignar un valor
de porosidad a todo yacimiento, un valor que represente el
promedio de todos los valores contenidos en el espacio
poroso; es por esto que recurrimos a métodos estadísticos
para calcular el promedio o media aritmética del
yacimiento.
∅ =∅o + ∅w + ∅g
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La media aritmética se basa fundamentalmente en el
número de datos que dispongamos al momento de calcular
la porosidad. Ésta se calcula con las n muestras extraídasdel yacimiento, para luego obtener un promedio de las
mismas. Las variantes son las siguientes.
• Método por espesor de arena: se aplica en caso de
tener diferentes capas de arenas de espesor
desconocidos, o bien para valores tomados en
diferentes pozos del yacimiento, cuyo espesor dearena neta petrolífera es conocida.
hi: espesor de arena
• Método por área de arena: Se aplica tomando en
cuenta el área de drenaje de cada pozo del yacimiento.
Ai: área
• Método por volumen de la arena: El cual produce
un valor promedio de porosidad de mayor
confiabilidad.
hi
iXhi
Σ
ΣΦ=Φ
Ai
iXAi
Σ
ΣΦ=Φ
AiXhi
iXAiXhi
Σ
ΣΦ=Φ
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6.3.8 Importancia De La Porosidad
La importancia de la porosidad viene dada debido aque es considerada una de las propiedades de las rocas mas
determinantes dentro de la industria petrolera porque por
medio de ella podemos determinar cuantitativamente el
volumen de petróleo o gas presente en las rocas, esto es
esencial para la cuantificación y maximización de la
producción del yacimiento y a su vez para realizaroperaciones de recuperación del crudo, minimizando los
costos de producción, y de esta manera realizar una
gerencia eficaz del yacimiento.
7. Toma De Núcleos
Es una muestra rocosa de un yacimiento, que es
tomada de un pozo petrolífero a una profundidad especifica,
por medio de métodos especiales, preservando su
estructura geológica y sus características físico-químicas de
la mejor forma posible, con la finalidad de hacer posteriores
análisis petrofisicos y geológicos. En la Industria del Petróleo
la toma de núcleo consiste en la toma de una muestra
cilíndrica representativa de roca en el fondo del pozo.
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Figura Nº 15: Esquema de muestra de núcleo.
Las muestras de núcleo presentan las siguientes ventajas:
• Se le puede asignar una profundidad.
• Si se toma adecuadamente, está casi completamente
libre de contaminación por los fluidos de perforación.
• En la mayoría de los casos es de absoluta
representatividad.
• Por su volumen y características es de gran
versatilidad, siendo adecuada para realizar análisis
petrofisicos, sedimentológico microtectónicos,
micropaleontológico, etc., que con muestras de menor
volumen no pueden ser realizadas.
• Usado adecuadamente brinda resultados bastantes
confiables.
• Se pueden tomar en formaciones de cualquier litología.
• Sirven para correlacionar registros eléctricos.
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7.1 Finalidad De La Toma De Núcleo
Se toman con la finalidad de llevar a cabo con algúnprograma específico que ayuden a resolver problemas de
perforación y producción. Los datos aportados por los
núcleos recuperados por un intervalo de una formación de
un pozo petrolífero, juegan un papel importante en los
programas de exploración, completación de pozos,
operaciones de reparación de pozos y evaluación deformaciones.
Los núcleos también aportan resultados sobre la
capacidad de almacenamiento de fluidos (porosidad), así
como el flujo de fluidos a través del medio poroso
(permeabilidad) y mediante el contenido residual de
petróleo, se puede interpretar la producción probable de
petróleo, gas y agua.
El estudio de los datos generados por el análisis de
núcleos acompañados por pruebas complementarias
desarrolladas en las muestras de estos núcleos,
proporcionan una buena respuesta al tratamiento de futuros
pozos, provee una base sólida para estimación de reservas
y modelaje de yacimientos. Además hace más fácil la
interpretación de los registros mediante el sistema de
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correlación, también suministra orientación en programas
de recuperación secundaria y terciaria.
7.2 Selección Del Intervalo Para Tomar Núcleos
Una toma de núcleos puede ser realizada en pozos de
cualquier tipo: Pozos exploratorios, pozos de desarrollo y
pozos de avanzada.
La toma de núcleos pude efectuarse en una forma
continua deteniéndose solamente para repasar el hoyo o enuna forma alterna, es decir seleccionando los intervalos de
interés en base a los criterios siguientes:
• Costo: Una toma de núcleos incrementan los costos
de perforación, en función del área donde se encuentra
el pozo, la profundidad elegida para realizar la toma y
la cantidad de núcleos a ser tomados, de tal forma que
aunque lo ideal seria tomar núcleos de todos los pozos,
esto no es posible, ya que los gastos adicionales que
ocasionan deben tomarse en consideración a la hora
de tomar una decisión.
• Datos De La Traza Sísmica: Los resultados
aportados por la sísmica constituye una valiosa ayuda
para la seleccionar los horizontes prospectivos y
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realizar no sólo una perforación sino para elegir el
intervalo de una toma de núcleos.
• En pozos exploratorios generalmente constituye unabuena base de apoyo para seleccionar la perforación
de un pozo y el intervalo para tomar núcleo.
• Correlaciones: Algunas veces se tienen
conocimientos de la estratigrafía de un área, y loreferente a los fluidos del yacimiento, mediante
información de pozos vecinos ver figura Nº 16 esto
ocurre cuando se decide realizar una toma de núcleos
en un campo conocido (pozo de desarrollo), con la
finalidad de llevar a cabo algún programa especifico
que ayude a resolver problemas de producción.
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Figura Nº 16: Correlación estratigráfica de pozos.
7.2.1 Tipos De Núcleos
Considerando el tipo de herramienta empleada para
recuperar los núcleos desde los diferentes estratos del
subsuelo, estos se clasifican en:
Convencionales.
Convencionales con tubo P.V.C.
Manga de goma (“Rubber Sleeve”).
Presurizados.
SE
PozoEstratigráfico
SECCION ESTRUCTURAL
JOA 371 JOA 370
NW
TOPE MIEMBRO JOBO
TOPE MIEMBRO YABO
TOPE MIEMBROMORICHAL
JOA 24
CORTE DENUCLEO
690 pies
N
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Orientados.
7.2.1.1 Núcleos Convencionales.
Se denominan núcleos convencionales, al muestreoque se realiza en formaciones consolidadas y donde el
núcleo no posee ningún tipo de recubrimiento; la
herramienta usada consiste de:
Un tubo externo, un tubo interno, en el cual recibe el
núcleo, un retenedor (Core Catcher) y una mecha dediamante con un hueco en su parte central por donde
penetra el núcleo para alojarse dentro del tubo interno.
El tubo interno queda suspendido dentro del tubo
externo, mediante un sistema de giro libre con rolineras. En
su parte superior, se asienta la válvula de flujo en un solo
sentido, y en su parte inferior va conectado el retenedor.
Gracias al sistema de suspensión del tubo interno (Inner
Barrel), durante el corte de los núcleos, este permanece
inmóvil, mientras el tubo externo (Outer Barrel), gira junto
con la mecha y toda la sarta de perforación.
El tubo interno es acoplable con otros de su misma
característica, el externo también se acopla con otros de
sus mismas especificaciones de tal forma que con este tipo
de herramienta pueden cortarse 30 pies, 60 pies, o 90 pies
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de núcleos por viaje, según se acoplen 1, 2, ó 3 tubos en la
herramienta.
El diámetro de los núcleos cortados puede variar entre1 ¾ de pulgadas y 6 pulgadas, dependiendo del tipo de
mecha y muestrario empleado.
Figura Nº 17 Herramientas para Toma de NúcleosConvencionales
7.2.1.2. Núcleos Convencionales Con Tubo P.V.C
Esta herramienta es similar a la descrita
anteriormente, con la diferencia de que el tubo internocontiene en su interior un tubo P.V.C, tubo P.V.C. (Cloruro de
Polivinilo), dentro del cual queda contenido el núcleo, a
medida que la herramienta va penetrando en la formación.
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Este tipo de herramienta encuentra su mejor empleo
en formaciones fracturadas, quebradizas o friables, ya que
al quedar recubierto el núcleo por el tubo plástico, éste
puede manejarse fácilmente sin riesgo a que la muestra sedisgregue.
En Venezuela, ha sido usada esta herramienta en
formaciones semi-consolidadas con bastante éxito; su uso
en formaciones no consolidadas no ha sido del todo
satisfactorio debido a lo siguiente:
Con frecuencia el porcentaje de recuperación es bajo
motivado a que el interior del tubo es liso, luego es
incapaz de sujetar el núcleo en su interior.
Los retenedores usados en este tipo de núcleos
tampoco logran sujetar el núcleo, debido al carácter
friable que presenta.
Se ha notado que esta situación se hace más crítica
cuando la toma de núcleos se lleva a cabo a altas tasas
de penetración y/o cuando se emplean presiones de
bombeo o tasas de circulación del lodo altas.
Se ha observado, que cuando esta herramienta se usa
en arenas no consolidadas impregnadas de petróleo
pesado, como en la Faja Petrolífera del Orinoco, a
causa de alto grado de saturación de petróleo, la alta
porosidad, y su pobre consolidación, estas arenas no
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se comportan como materiales rígidos sino como un
material plástico-viscoso y entonces tienden a fluir.
La mayoría de las veces al seleccionar el núcleo en
segmentos, se observan que éste no estabacompletamente lleno, porque parte del núcleo al no ser
retenido cae al pozo.
Tratando de mejorara el porcentaje de recuperación se
ha utilizado retenedores tipo “Full Closed” (Cierre
Total), sin embargo al recobrarse el núcleo se ha
notado, que efectivamente la recuperación seincrementa, pero hay un problema de compactación en
la base del núcleo, mostrando una saturación de
petróleo inferior en la base, que las observadas en el
tope del núcleo, esto tiene su explicación y es que
debido al peso de las muestras superiores las inferiores
se compactan y desalojan los fluidos de su espacio
poroso.
Con este tipo de herramienta, es posible cortar núcleos
de 3 pulgadas hasta 5 ¾ pulgadas de diámetro,
generalmente se usa un retenedor doble y la longitud
máxima por núcleo es de 31 pies.
7.2.1.3. Núcleos En Mangas De Goma
Esta herramienta esta diseñada especialmente para
ser usada en formaciones no consolidadas, su
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funcionamiento mecánico de trabajo es diferente al de las
herramientas de tomar núcleos. Figura Nº 18
Figura Nº 18
La herramienta usada consta de: Un tubo externo, un
tubo interno dentro del cual se encuentra una junta de
expansión, que posee una capacidad de estirarse cada 2
pies, un gato mecánico, una válvula con flujo en un solo
sentido, una manga de goma, un retenedor de núcleos y
una mecha de diamante con un hueco en su parte central
que permite la entrada del núcleo al muestrario.
El sistema cuenta también con un sistema de molinera
superior e inferior que permite que la barra del gato y la
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manga de goma permanezcan estáticas mientras el tubo
externo y la mecha gire junto con su sarta de perforación.
La manga de goma es elástica y tiene un diámetro
ligeramente menor al diámetro del núcleo esto permite queel núcleo quede sostenido con firmeza. Pero no
apretadamente, por la manga de goma, pudiéndose decir
que funciona como un gran retenedor.
Con este equipo es posible cortar hasta un máximo de
20 pies de núcleo, siendo el diámetro de éstos de 3
pulgadas.
7.2.6. Control De Los Parámetros De Perforación
Una toma de núcleos no debe ser considerada de la
misma manera que se lleva a cabo la perforación del pozo.
Uno de los objetivos principales en la perforación, es
avanzar tan rápido como se pueda, dentro de un rango de
optimización, sin embargo, una vez que se alcanza la
profundidad deseada para tomar núcleos es necesario
controlar los principales parámetros que intervienen el
programa de perforación.
No existe una regla exacta para ser aplicada, pero si
hay un rango de valores confiables para cada parámetro de
perforación, el buen uso que se haga de estos redundará en
una buena recuperación y en la toma de un buen núcleo
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que mantenga lo mejor que se pueda las condiciones
originales de la roca y los fluidos contenidos en ésta.
El control de los parámetros de perforación dependerádel tipo de formación: Consolidada, semi-consolidada, no
consolidada, de la profundidad que se realice la toma, del
equipo de perforación disponible: en lo referente a
instrumentación como la parte humana.
Los parámetros de perforación que deben ser controladosson los siguientes:
Peso sobre la mecha: Se comienza con bajo peso
más o menos a 6.000 lbs, hasta llegar a 10.000-
15.000 lbs. En núcleos consolidados; en núcleos
no consolidados, con manga de goma entre 4.000
y 8.000 lbs.
Rotaria: 60-100 R.P.M en formaciones
consolidadas.
Presión de bombeo: 800-1.000 psia en
formaciones consolidadas.
Tasa de penetración: No alta depende de la
litología.
Caudal: No mayor a 200 gal/min.
Torque: 60-100 lbs-pie y 200-400 amp.
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Es conveniente medir pie a pie la tasa de penetración,
durante el corte de núcleo, esto da una idea de la litología
del núcleo y también permite correlacionar profundidad con
litología en casos donde la recuperación no es 100 % y/odonde el núcleo éste recubierto por un tubo P.V.C., o manga
de goma.
En núcleos consolidados la tasa de penetración debe
ser baja, una tasa de penetración alta lo que hace es
perforar, y el problema se agrava si utilizamos tubo P.V.C.
7.2.6. Control Del Fluido De Perforación
El lodo de perforación durante los efectos del corte de
núcleo, reviste singular importancia de tal forma que
merece un capitulo aparte. Aún cuando se trate de
minimizar el contacto del lodo de perforación con el núcleo
que se esta cortando, esto no puede evitarse por lo tanto es
importante controlar el lodo de perforación en todo sus
detalles, ver Figura Nº 19, a fin de reducir los efectos
causados por la invasión de filtrado, teniendo presente los
futuros análisis que serán efectuados al núcleo en el
laboratorio.
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Figura Nº 19: Supervisión del equipo de control de sólidos
del lodo de perforación.
7.2.6. Operaciones De Extracción De Núcleos
Cuando la capacidad total del mostrario ha sido
cortada, se decide comenzar con las operaciones de sacar
la tubería de perforación, antes de efectuar el viaje deretorno a la superficie del pozo es conveniente rotar la
tubería contra el fondo del pozo tratando de seguir un
efecto de sello con la base del núcleo, tomando en
consideración el efecto de la gravedad al cual estará
sometido el núcleo mientras dure la tarea de sacar la
tubería, esta fase de la toma es muy importante y deben
extremarse las precauciones en lo referente de evitar
paradas bruscas y golpes que hagan vibrar la tubería,
porque el núcleo puede caerse al fondo del pozo.
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Es recomendable siempre que se pueda utilizar el
“sistema de cadenas” para sacar la tubería. Cuando el
muestrario esta sobre la planchada del taladro Figura Nº 20,
las operaciones de extracción del núcleo se llevan a cabo dediferentes formas, dependiendo del tipo de núcleo y la
herramienta utilizada. Como regla general se puede decir la
importancia que tiene de no perder de vista jamás el tope y
la base del núcleo o de cualquier segmento perteneciente a
éste.
Figura Nº 20: Extracción del núcleo en la planchada.
7.2.5. Ensamblaje, Orientación Y Medición De
Núcleos
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Si la toma de núcleos se realiza con una herramienta
convencional con tubo P.V.C., herramientas convencionales
con manga de goma o herramientas para núcleos
presurizados, no es necesario ensamblar el núcleo; pero sise utiliza una herramienta convencional, el núcleo es
colocado desnudo dentro de las bandejas y necesita un
ensamblaje o reajuste de aquellas partes que se
fragmentaron durante la toma o durante la extracción del
muestrario, esto hay que realizarlo con sumo cuidado, para
darle la orientación natural del núcleo y para que no afectela longitud verdadera del intervalo recuperado.
A continuación, utilizando un trapo ligeramente
húmedo, se limpia una parte del núcleo longitudinalmente,
para permitir trazar con creyones especiales dos líneas
paralelas de diferentes colores, estas tienen la finalidad de
establecer, de una manera que no deje dudas hacia donde
están la base y el tope de todo el núcleo o de cualquier
segmento perteneciente a éste. Colocándose
imaginariamente en la base de núcleo, se usa el creyón con
color más oscuro hacia la derecha y el más claro a la
izquierda; los colores comúnmente usados son amarillo-
anaranjados, amarillo-rojos. Figura Nº 21.
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Figura Nº 21. Núcleos orientados. A la derecha núcleo
consolidados, colores amarillo-anaranjados; a la izquierda,
núcleo no consolidado con colores Rojo y Negro.
Cuando se toma una porción del núcleo, para hacer
análisis de campo, es necesario conocer su orientación una
vez que se devuelve a su bandeja original para su
preservación posterior.
Seguidamente el núcleo es medido pie a pie a lo largo
de toda su longitud identificando con un creyón especial
cual es la profundidad de cada pie.
Finalmente el núcleo es medido, para conocer con
exactitud el porcentaje de recuperación.
Antes de orientar y medir el núcleo, es necesario
limpiar en superficie, esta labor debe hacerse con sumo
cuidado, no usando ningún tipo de material absorbente,
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esto debe ser efectuado tratando siempre de no alterar la
saturación de los fluidos.
El tiempo de exposición del núcleo a las condicionesambientales (sin preservar), debe ser lo más corto que se
pueda, para evitar perdidas de fluido por evaporación. El
tipo de película usada para preservar, debe ser inerte, ya
que otra clase de ésta puede reaccionar con los minerales
y/o crudo de la roca y permitir que los fluidos se evaporen.
7.2.6.Manejo De Núcleos En El Taladro Y Su
Exposición.
Una vez que el núcleo se encuentra en la superficie, el
núcleo debe ser rápidamente retirado de la mesa rotatoria
para permitir llevar a cabo las operaciones sin retrasos
costosos. Los portanúcleos internos son ideales para este
propósito. Sin embargo, manejo de superficie y
procesamiento de núcleo de cualquier naturaleza
encerrado en líneas (enmangado) exige técnicas y equipos
especiales figura Nº 22, si se pretende evitar daños de
núcleos por flexión e impacto del portanúcleos (core barrel),
esta sección describe los procedimientos claves y
requerimientos de equipos.
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Figura Nº 22
7.2.7 Análisis de Extracción del Núcleo.
Una vez que el núcleo ha sido capturado se debe
proceder a extraerlo a superficie. Un núcleo no consolidado
genera muchos problemas sino se extrae con el cuidadoque amerita, porque aún cuando el sistema de la
herramienta de corte es de cierre total, se corre el riesgo de
que no cierren las conchas completamente o bien, que si la
arena es poco compacta y muy friable, los granos escapen y
ocurra pérdida del núcleo sobre todo si las velocidades de
subida del núcleo son muy altas, producen vibraciones en la
herramienta que contribuyen a la perdidas del núcleo.
Otra de la importancia de que el núcleo se extraiga
desde el fondo hasta superficie con mucho cuidado y con
una velocidad baja, es que el mismo se va a someter a
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muchos cambios de presiones en el fondo a medida que se
esté subiendo a superficie, debido a que las presiones en el
fondo son mayores a la presión en superficie que es igual a
la presión atmosférica. Las presiones de fondo puedenhacer que el núcleo se particione, se dañe y si contiene gas,
este se expanda dentro de el. Es por esto que la velocidad
de subida debe ser lenta para que el núcleo a medida que
se extrae se vaya aclimatizando con la temperatura
correspondiente a la profundidad que esté atravesando.
7.2.8 Análisis de Preservación de Núcleos.
Existen diferentes maneras de realizar preservación de
los núcleos no consolidados. La preservación del núcleo
tiene inicio desde la culminación de la fase de extracción en
planchada, hasta su congelamiento permanente en
laboratorio por el tiempo necesario hasta realizar los
diferentes análisis requeridos.
Siguiendo con el estudio del análisis de preservación
de los núcleos no consolidados los clasificamos en:
• Según la Sustancia Utilizada.
Hielo Seco.
Nitrógeno Líquido.
Inyección de Resina Epóxica.
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• Según la Posición del Núcleo.
Horizontal.
Vertical.
La preservación según su posición y sustancia están
intrínsecamente relacionadas, debido a que cada empresa
realiza las diferentes preservaciones según posición y
sustancia, todo va a depender del tipo de preservación que
desee la empresa que contrata este servicio, en este
estudio se realizó una evaluación detallada de todos estostipos de preservaciones para analizar las ventajas y
desventajas que tienen cada una y que van a reflejarse en
el núcleo en las perturbaciones causadas, daños mecánicos,
particiones, golpes, mala manipulación, entre otros factores.
En este segmento se explicará el procedimiento pararealizar cada tipo de preservación según la sustancia y
posición para posteriormente seleccionar la técnica
adecuada y optima que se utilizarían en los futuros núcleos
para causando el menor daño para que este sea de alta
calidad.
7.2.8.1 Preservación Horizontal y con Nitrógeno
Líquido.
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El operador de la compañía cortadora de núcleos
sacará el Liner con el núcleo, desde el portanúcleos, con
mucho cuidado lo elevará en la planchada sujetándolo por
uno de sus extremos (tope), luego se le introduce unavarilla medidora el tope del núcleo dentro del barril. Un
obrero de la operadora sujetará el Liner con el núcleo por el
otro extremo para evitar golpes involuntarios. Un técnico
del Laboratorio que va a realizar la preservación en el
mismo, trazará las líneas paralelas de orientación con
marcadores indelebles (negro y rojo). Sobre la superficieexterior del Liner con el núcleo, visto desde la base del
núcleo, la línea roja estará a la derecha y la línea negra a la
izquierda. Luego se verificará la posición del tope del núcleo
dentro del liner, se hará un orificio a un pie
aproximadamente por encima del tope para permitir la
salida del lodo de perforación, entonces un segundo orificio
se hará justo en el tope del núcleo y se permitirá el drenaje
total del lodo que estaba dentro del Liner en contacto con el
núcleo. Seguidamente en ese mismo orificio se procede a
congelar el tope rociando nitrógeno líquido para pre-
congelarlo creando un tapón de hielo, previo a esto se
colocará en el hueco de ratón un tubo vacío de mayor
diámetro que el diámetro exterior del Liner con el núcleo,
para que éste penetre dentro del tubo que esta en el hueco
de ratón. Ambos, tubo y Liner con el núcleo se terminan de
extraer, se baja de la planchada a través de un riel y se
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coloca de forma horizontal, serán izados con una grúa y
transportados a la cesta de congelamiento, Luego de ubicar
el núcleo horizontalmente, en la zona inferior de la
planchada, con un montacargas se procede a trasladarlodesde la planchada hasta las cavas de 30 pies de largo para
congelar el núcleo haciendo uso del hielo seco para
mantener el Liner con el núcleo congelado, en esta fase se
hará un monitoreo de la temperatura de congelamiento con
una termocupla que deberá alcanzar –70ºC ó se dejará el
Liner con el núcleo en el hielo seco por espacio de cinco (5)horas. Finalmente se trasladará el Liner con el núcleo a la
cesta con rodillos para seccionarlo cada 2.5 pies ó 3 pies,
según lo disponga la operadora. En cada extremo
seccionado se colocará una tapa de goma sujetándola con
abrazadera. La identificación de la compañía operadora,
nombre del pozo, número del núcleo, intervalo de
profundidad de la sección y número de la sección se
colocarán en una etiqueta en cada sección sujetándola con
cinta adhesiva especial. Las secciones congeladas serán
colocadas en una cava con hielo seco para mantener la
temperatura de congelamiento durante la transportación al
laboratorio.
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Figura Nº 23 Esquemas de los procedimientos para la
preservación Horizontal y con Nitrógeno Liquido.7.2.8.2. Preservación Vertical y con Hielo Seco.
La preservación vertical se lleva a cabo de forma
totalmente diferente a la horizontal, excepto en el
laboratorio donde los núcleos están obligados a permanecer
de forma horizontal.
La operadora de la compañía cortadora de núcleos sacará
el Liner con el núcleo, desde el portanúcleos con mucho
cuidado elevándolo en la planchada y sujetándolo por uno
de sus extremos (tope), un obrero de la operadora sujetará
el Liner con el núcleo por el otro extremo para evitar golpes
involuntarios. Previamente se desarma la herramienta
cortanúcleos y se extrae la manga de 30 pies con guayas
izándolas con una grúa para ser seccionado cada 3 pies de
abajo hacia arriba en la planchada, asegurando el tope con
una tapa plástica y una abrazadera y la base con una
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herramienta especial que se utiliza para facilitar el corte en
planchada. Luego cada sección de 3 pies van a ser
trasladadas con guayas desde la planchada hasta el suelo
en forma vertical y con mucho cuidado ubicándolas al ladode la cava, donde la manga con el núcleo es colocado, En
cada extremo seccionado se colocará una tapa de goma
sujetándola con abrazadera, limpiado de residuos de lodo
de perforación, orientado con líneas paralelas (negro y rojo)
usando marcadores indelebles, visto desde la base del
núcleo, la línea roja estará a la derecha y la línea negra a laizquierda. También se colocará el nombre de la compañía
operadora, nombre del pozo, número del núcleo, intervalo
de profundidad de la sección y número de la sección.
Seguidamente le colocan las abrazaderas de la base y son
colocados en contenedores especiales de transporte donde
permanecen aún en forma vertical y para mantener el Liner
con el núcleo congelado, en esta fase se hará un monitoreo
de la temperatura de congelamiento con una termocupla
que deberá alcanzar –70 ºC ,para ser trasladados hasta el
laboratorio.
Es muy importante llenar todos los formatos requeridos
en el informe de campo.
Se recomienda tener una copia del programa del corte del
núcleo y estar atento sobre cualquier modificación del
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mismo, el cual debe ser manejado por el geólogo de campo
de la operadora.
Figura Nº 24: Esquemas de los procedimientos de la
preservación vertical y con Hielo seco.
7.2.8.3. Preservación Vertical y con Resina Epóxica.
La operadora de la compañía cortadora de núcleos
sacará el Liner con el núcleo, desde el portanúcleos con
mucho cuidado elevándolo en la planchada y sujetándolopor uno de sus extremos (tope), un obrero de la operadora
sujetará el Liner con el núcleo por el otro extremo para
evitar golpes involuntarios. Previamente se desarma la
herramienta cortanúcleos y se extrae la manga de 30 pies
Se secciona cada 3’Se baja por guaya al sueloEl obrero recibe y traslada al lugar de preservación
Se identifica el núcleoSe introduce en la cava de congelamientoDebe permanecer en el hielo seco hasta sutraslado al laboratorio
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con guayas izándola con una grúa para ser seccionado cada
3 pies de abajo hacia arriba en la planchada. Luego cada
sección de 3 pies van a ser trasladadas con guayas hasta el
suelo en forma vertical y con mucho cuidado ubicándolas allado de la cava, donde la manga con el núcleo es colocado,
En cada extremo seccionado se colocará una tapa de goma
sujetándola con abrazadera, limpiado de residuos de lodo
de perforación, orientado con líneas paralelas (negro y rojo)
usando marcadores indelebles, visto desde la base del
núcleo, la línea roja estará a la derecha y la línea negra a laizquierda. También se colocará el nombre de la compañía
operadora, nombre del pozo, número del núcleo, intervalo
de profundidad de la sección y número de la sección.
El método de inyección de resina consiste en posicionar
el núcleo dentro de su camisa de manera vertical y verter en
el espacio anular entre el núcleo y la manga de 3 pies ya
seccionada una resina epóxica que endurece con el tiempo.
Esta resina penetra todos los espacios vacíos y al
endurecerse inmoviliza el núcleo y no permite que el mismo
se perturbe. Esta resina puede permanecer dura por varios
años y por lo tanto puede usarse para preservar el núcleo
para viajes y períodos de tiempo largos.
A cada uno de estos tramos de núcleos se les colocará
una tapa con conector de inyección por resina en el extremo
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inferior. Estos pedazos de núcleos serán colocados en forma
vertical y se comenzará a inyectar resina muy lentamente de
abajo hacia arriba hasta que la misma penetre todos los
espacios libres entre la manga y el núcleo. Una vez que laresina desplazada llegue a la superficie superior se colocará
otra tapa de PVC para mantener el núcleo totalmente sellado.
En caso que no se pueda desplazar la resina de abajo hacia
arriba, se verterá la misma desde la parte superior hasta
llenar todo el tramo de la camisa con el núcleo.
7.2.9. Evaluación Manejo de Núcleos.
El manejo de los núcleos involucra el trato que se le
da al núcleo desde que esta en superficie, durante la
preservación y traslado y los estudio realizados pre y post
Seccionamiento. Esta etapa esta interrelacionada con otras
etapas del núcleo (traslado y preservación).
El núcleo debe ser trabajado con sutileza, para evitar
causarle daños que puedan particionarlo y no cumplir con el
objetivo para el cual es destinado: obtener datos confiables
de la formación. Dentro de los principales factores que
afectan al núcleo tenemos:
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• Exposición: el núcleo no debe exponerse por
tiempo prolongado al aire libre, ya que
ocasiona evaporación de los fluidos en el
contenido.• Golpes: se debe evitar someter al núcleo a
acciones de fuerzas en la manga que lo
contiene, porque pueden generar daños,
principalmente particionarlo.
• Estudio de Imágenes: la práctica de
tomografía es de vital importancia paracontribuir en la toma de decisiones en la etapa
de Seccionamiento. Luego de seccionado, se
debe practicar la adquisición de fotografías Luz
Blanca y Luz Ultravioleta, que pueden ser
utilizados para estudios posteriores, ya que los
núcleos sufren deterioro el cual no permite
hacerlos perdurables en el tiempo para
estudios.
El manejo no solo involucra tener cuidados sino también
aplicar ciertas herramientas, que permiten hacer una
preevaluación del núcleo entre las cuales están: realizar el
Spectral Core Gamma del núcleo en el campo, tomografías,
recolectar muestras en topes y bases para identificación de
los núcleos, etc. Antes de llegar al laboratorio se deben
practicar los siguientes análisis:
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• Realización Del Spectral Core Gamma (SCG): es
un registro que se le toma directamente al núcleo, una
vez que es extraído del pozo. Este puede ser tomadoen el campo o bien cuando llega el núcleo al
laboratorio. Permite realizar un estudio mas profundo
del tipo de arcillas que se encuentra en toda la
columna, esto por medio del análisis de las
concentraciones de Torio, Potasio y Uranio que son los
isótopos utilizados para medir radiaciones y definir eltipo de litología encontrada, además, sus valores
permiten clasificar el tipo de arcillas que se encuentra
en cada litología.
• Realización de las Tomografías: tradicionalmente el
núcleo es traslado, a una clínica donde se le realizan
los estudios de tomografías axiales computarizada
sobre los tubos seccionados cada 3 pies, estas
medidas de barrido lateral son hechas a lo largo del
núcleo para identificar zonas dañadas, perturbadas o
vacías, las cuales no se deben ensayar.
Adicionalmente, otra de las grandes ventajas de este
método de imágenes es que es una técnica no invasiva
la cual permite ensayar internamente y con mucha
presición ciertas características cuando se le realizan
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en la misma clínica a estas tomografías cortes
imaginarios a cada tubo de los núcleos que sirven para
determinar zonas de arenas y arcillas, así como
también la orientación de los planos de estratificación,particiones, evaluación de estructuras geológicas
internas, nódulos, cambios litológicos y densidad. Esta
información puede ser usada para marcar los tubos
con una línea de orientación antes del seccionamiento
para identificar las zonas de interés y para que el plano
de la cara de seccionamiento sea normal al plano deestratificación. Lentes y fracturas tan pequeñas como
de 0.2 mm pueden ser reconocidas por el tomógrafo.
• Gamma Ray: Es el registro que se le toma al pozo,
este registro se le puede tomar al pozo piloto previo al
corte de núcleo o bien puede provenir de pozos
vecinos a los que se les haya correlacionado con el
pozo candidato para el corte de núcleos
7.2.10. Estudio de Transporte de Núcleos.
El medio de transporte utilizado para trasladar los
núcleos deben cumplir con ciertas normas de seguridad de
tal manera que evite causarle daños al núcleo. Uno de los
principales factores que puede influir sobre la estabilidad
del núcleo es la velocidad de transporte la cual debe ser
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baja, dependiendo del vehículo utilizado como transporte y
la carga contenida.
Conclusión
La ingeniería de yacimiento Tiene como propósito
básico explicar todo lo relacionado al compartimiento del
yacimiento, basándose fundamentalmente en los
parámetros utilizados para predecir el futuro
comportamiento de este; así como también hace uso de las
propiedades más importantes de las rocas como son la
porosidad, la permeabilidad, la saturación y distribución de
los fluidos, la estructura porosa y la radiactividad. Por su
parte el ingeniero de yacimiento se encarga de realizar los
estudios económicos para determinar la rentabilidad de un
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proyecto, tomando como punto de regencia los métodos
mas eficaces para el desarrollo del mismo. Siendo a su vez
sus herramientas las geologías del subsuelo, las
matemáticas aplicadas y las leyes fundamentales de Físicay Química que controlan el comportamiento de los líquidos y
gaseosos del petróleo crudo, gas natural y agua que se
encuentran en la roca del yacimiento.
Al principio, descubrir un yacimiento equivalía a recibir
un baño de petróleo y lodo, con el consiguiente desperdicioy el riesgo de explosión; gracias a las válvulas especiales y
a los nuevos instrumentos de medición con que cuenta la
maquinaria actual esto ya no sucede, debido a que dichos
instrumentos permiten alcanzar mayores profundidades con
diámetros menores. A fin de mantener la presión necesaria
para que se eleven el crudo y el gas, se inyecta agua,
sustancias químicas, dióxido de carbono u otro gases, como
el hidrógeno. Dependiendo de la zona, el petróleo puede
presentar diferentes densidades, naturalmente, se prefiere
el crudo ligero por que resulta mas fácil de obtener y
refinar. El ingeniero de petróleo debe conocer a
profundidad esta ciencia debido a que en muchos conceptos
que aquí se aplican tienen una base empírica.
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En cuanto a la porosidad esta es la propiedad
primordial que se debe conocer a la hora de estudiar un
yacimiento. Existen varios factores que la afectan como lo
son: el tipo de empaque, el material cementante, lageometría de la distribución de los granos y la presión de
las capas suprayacentes combínante. Los métodos que se
utilizan para calcular el valor de esta propiedad influyen en
sus resultados pero con una pequeña variación.
La porosidad como anteriormente la definimos es lacapacidad de la roca de almacenar fluido, este fluido para
nuestro interés será hidrocarburo, específicamente petróleo.
Estas propiedades que poseen algunas rocas,
específicamente las sedimentarias se ven afectadas por
distintos factores, que aran que aumenten o disminuyan
dependiendo del grado de influencias de dichos factores
sobre la porosidad. Y de igual manera que de otras
propiedades se puedan cuantificar por distintos medios que
se desarrollan de manera directa o indirecta.
Como tema de gran importancia se destaca la el
proceso de toma de núcleo que consiste en la extracción de
una muestra representativa de un determinado yacimiento
a una determinada prefundida, el cual puede realizarse en
diferentes aspectos de la etapa de perforación como lo es
la exploración o producción así como también aporta
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conocimientos básicos sobre las características que posee la
porosidad y la permeabilidad, entre otros ya que da un alto
grado de representatividad de lo que se encuentra en el
sub-suelo.
Glosario
Acuífero: formación permeable en el subsuelo a través de
la cual el agua se desplaza libremente.
Agua Connata: Agua atrapada en los sedimentos durante
el tiempo de la deposición de estos.
Condensado: Hidrocarburo ligero, líquido normales a las
condiciones de presión y temperatura en boca del pozo,
pero gaseoso en el yacimiento.
Crudo: petróleo sin refinar, se habla comúnmente de
petróleo crudo.
Diastrofismo: Conjunto de deformaciones, debidas a
fuerzas endógenas{ que afectan a grandes zonas de la
corteza terrestre.
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Emulsión: Es la dispersión de gotas muy finas de un líquido
en otro líquido con el cual normalmente no se mezcla.
Estratos: Manto, horizonte, unidad definidas de rocas.
Factor volumétrico del petróleo: Se define como el
volumen que ocupa a condiciones de yacimiento un barril
normal de petróleo más su gas en solución. También puede
definirse como el cambio de volumen que experimenta lafase liquida al pasar a las condiciones de superficie como
consecuencia de la expansión liquida o liberación de gas en
solución. En general el valor de Bo será mayor que la unidad
debido a que el gas entra en solución.
Fluido: Cuerpo cuyas moléculas tienen poca coherencia y
toman siempre la forma del recipiente que los contiene. Se
dividen en líquidos y gases.
Gas asociado: Gas que se encuentra en un yacimiento
donde predominan los hidrocarburos líquidos en forma de
petróleo condensado.
Gas húmedo: Es el que tiene un alto contenido de propano
hasta heptano.
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Gas no asociado o libre: Es el producto único con una
baja proporción de hidrocarburos líquidos (propano hasta
heptano) que se encuentran en el yacimiento.
Gas seco: el que tiene un bajo contenido de propano hasta
heptano.
Intersticio: hendidura o espacio que media entre dos
cuerpos o entre dos partes de un mismo cuerpo.
Intersticial: Que ocupa los intersticios que existen en un
cuerpo.
Lixiviación: Operación mediante la cual, haciendo que un
líquido determinado atraviese una sustancia pulverizada, se
logra extraer de estas todos los principios solubles en dicho
líquido.
Poro: Espacio creado por el contacto y agrupación de
granos que conforman una roca.
Presión del yacimiento: Es la que induce al movimiento
del petróleo desde los confines del yacimiento hacia los
pozos y desde el fondo de estos a la superficie.
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Roca almacén: Son aquellas que presentan características
adecuadas para la acumulación de hidrocarburos. Las
características más importantes de la roca almacén son:
porosidad y la permeabilidad.
Roca madre: Es la sección estratigráfica de una cuenca
sedimentaría que preferencialmente genera hidrocarburo en
magnitud significativa.
Saturación: Acción y efecto de estar impregnada una rocade fluido, con los espacios porosos llenos hasta la
capacidad, por ejemplo: el petróleo y el gas natural.
Sedimento: Materia que precipita al fondo de un líquido.
Son depósitos procedentes de la acción de las aguas,
vientos o glaciales.
Yacimiento saturado: Petróleo en el cual no se pueden
disolver cantidades adicionales de gas natural.
Yacimiento no saturado: Petróleo en el cual se pueden
disolver cantidades adicionales de gas natural.
Viscosidad: La viscosidad es una de las características más
importantes de los hidrocarburos para los aspectos
operacionales de producción, transporte, refinación y
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petroquímica. La viscosidad que es una medida para
apreciar la resistencia que opone el crudo al flujo interno, se
obtiene por varios métodos y valores de medición. Estos
son: Poise o Centipoise (0,01 Poise) que se define como lafuerza requerida en dinas para mover un plano de un
centímetro cuadrado de área, sobre otro de igual área y
separado por un centímetro de distancia entre sí y con el
espacio relleno de líquido investigado, para obtener un
desplazamiento de un centímetro en un segundo.
Viscosidad cinemática: equivalente a la viscosidad en
centipoise dividida
Viscosidad relativa: relación de la viscosidad del fluido
con respecto al agua. A 20°C la viscosidad del agua pura es
de 1,002 CP (centipoise).
Viscosidad universal Saybolt: representa el tiempo en
segundos en que un flujo de 60cm3 salga de un recipiente,
el cual se ha mantenido a temperatura constante.
API: siglas de la American Petroleum Institute, organismo
especializado entre otras cosas en el establecimiento de
normas técnicas para la industria petrolera.
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Empuje: es la fuerza que hace posible la expulsión de
hidrocarburos desde los yacimientos a través de los pozos
( Impulsión)
En sitio: dicese del petróleo tal como ocurre en el subsuelo,
en el yacimiento.
Simbología
Bo: Factor Volumétrico Del Petróleo
Sw: Saturación de Agua
Rd: Radio de Drenaje
.
Pwf : Presión Fondo Del Pozo.
Pb: Presión De Burbujeo.
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Cw: compresibilidad Del Agua.
Np: Petróleo Producido A Condiciones Normales.
Sf: Saturación Del Fluido.
So: Saturación De Petróleo.
S: Saturación.
Sg: Saturación De Gas.
Vg: Volumen De Gas.
Vw: Volumen De Agua.
µ : Viscosidad.
∅: Porosidad.
Κ : Permeabilidad.
Vs: Volumen Del Sólido.
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Bibliografia
DE FERRER PARIS, Magdalena. Inyección de agua y gasen yacimientos petrolíferos
ESSENFELD, Martín. Yacimiento de hidrocarburos.Editorial FONCIED 2000.
PARRA JONES, Juan. Elementos de la ingeniería deyacimiento.
B.C Craft y M. F, Hawkins. Ingeniería aplicada deyacimiento petrolífero.
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BARERI, Efraín. Lexico de la industria venezolana de los
hidrocarburos. Ediciones CEPET. Caracas 1994.
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Problemas
1.- Calcular el volumen poroso. Si la muestra seca pesa
5.500 gm, se humedece con parafina cuya densidad es de
0,90 gm / cm3 y el peso de la roca cúbica humedecida es de
5.850 gm. Luego calcular la porosidad.
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Se tiene una roca de una forma como se indica a
continuación
Usando el método de saturación tenemos que:
Peso de la muestra seca = 5.500 g
Densidad de la parafina = 0,9 g /cm3
Peso de la muestra saturada = 5.850 g
Peso de parafina contenido = m. Saturada – m. Seca
Peso de parafina contenido en los poros = 5.850 g – 5.500
g
Peso de parafina contenido en los poros = 3.050 g
Vp = peso de parafina en los poros × (Densidad
parafina)-1
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Vp = 350 g × (0.9 g / cm3)-1
Vp = 388.88cm3
Vp = Vs×∅ →= Vp ⁄ Vs
∅ =3
3
2197
88.388
cm
cmx 100
∅ = 17.70%
Como la porosidad calculada esta en un rango de 10% ∠ ∅
∠ 20% se considera buena en el campo de trabajo.
2.- Se tiene un yacimiento con un área de 1.000 acres,
un espesor de arena de 10 pies, una saturación de agua de
20% y un factor volumétrico de petróleo de 1,2 By / Bn.
Cuando se perforo el segundo pozo en ese yacimiento se
tomo una muestra de 10 pies de largo y con una base de 5
cm de radio, cuyo volumen una vez triturada dio 5.500 cm3.
Determinar el volumen original de petróleo de barriles a
condiciones legales, si la saturación del agua se incrementaen un 6% ¿ Cuál seria el nuevo volumen de petróleo a
condiciones normales y condiciones de yacimiento?
Características del Yacimiento
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A = 1000 acres
Espesor = 10 pies
Sw = 20%
Vo = 1,2 ( By / Bn)
Muestra del Segundo pozo del yacimiento
H = 3 pies
R = 5 cmVmt = 5500 cm3
Formulas a usar:
N Bo
Sw xVx )1( −=
φ Para hallar el volumen de petróleo en
barriles (N) en C.N necesitamoscalcular V y de la muestra del segundo pozo.
Muestra del segundo pozo
3 pies
5 cm.
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Conversión de unidades: 3 pies× 0,3048 mts/ pies ×
100cm/mts = 91,44 cm
∅ = Vm – Vmt / Vm
Para hallar la porosidad necesitamos calcular el volumen de
la muestra que se representa por medio de la ecuación del
volumen cilíndrico.
Vm = n × H × R2
Vm = 3,14 × 91,44 cm × (5 cm)2
Vm = 7.181,70 cm3
Con el volumen de la muestra podemos hallar la porosidad
sustituyendo en la ecuación anterior.
∅ 3
33
70,181.7
500.570,181.7
cm
cmcm −
=
∅= 0.234 x 100 = 23.4%
La porosidad es una variable adimensional, pero
sin embargo se expresa en porcentaje. Como la ∅ es mayor
a 20% se considera excelente para el almacenamiento de
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crudo u otros fluidos en la roca que representa el segundo
pozo del yacimiento.
Se procede a calcular el volumen del yacimiento:
V = A × espesor
V = 1000 acres × 10 pies
V = 1000acres pies
Ya calculado el volumen del yacimiento y laporosidad del segundo pozo del yacimiento, se procede a
calcular N en C.N, con la formula planteada inicialmente.
Entonces tenemos que:
N
)/(2,1
)2,01(234.010000
Bn By
xacrepiesx −
=
Conversión de unidades
1 acre pies ≈ 7.758 barriles
10000 acres pies × acrepies
barrilies1
758.7 = 77.58 x
106 By
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La ecuación queda como sigue:
N= 77, 58 x 106 By X 0.234 x 0.8
1, 2 By / Bn
Para encontrar las condiciones a yacimiento la formula
cambia como se muestra a continuación:
N = V × ∅ × (1- Sw)
N = 77, 58 × 106 By × 0,234 × (1 – 0, 26)
N = 13.433.752,8barriles en CY
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Esquema de La Herramienta para Toma de
Núcleo
Corona de BajaInvasión
Estabilizador
Estabilizador
TuboExterno
ZapataInferior
Zapata
TUBO
IN T
ERNo
EnsamblajeExterno
Ensamblaje
Interno Mecanismo de
Activación Hidráulica
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3 4 7 4 , 0
3 4 9 4 , 0
3 5 1 4 , 0
3 5 3 4 , 0
3 5 5 4 , 0
3 5 7 4 , 0
3 5 9 4 , 0
0 , 0 0 5 0 , 0 01 0 0 , 0 01 5 0 , 0 02 0 0 , 0 02 5 0 , 0 03 0 0 , 0 03 5 0 , 0 0
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Carta de Correlación de Núcleo 452.
Muestras de Corona para corte de núcleos no
consolidados.