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INGENIERIA DE YACIMIENTO


Instructor

Ing. Edalfo Lanfranchi











Yacimiento Basico

Edalfo Lanfranchi

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Published 2017





Printed by CreateSpace in the United States of America



Copyright 2017 Edalfo Lanfranchi






YACIMIENTO BASICO






INTRODUCCION




SECCION UNO


INTRODUCCION


1.0 OBJETIVO DE LA INGENIERIA DE YACIMIENTO


La Ingeniería de Yacimiento, a pesar de los adelantos que han ocurrido en los últimos años, aún tiene en su aplicación como gran parte de su componente el "arte". Es por ello que el Ingeniero de Yacimiento sigue siendo la pieza clave de cualquier Estudio de Yacimiento.


Los principales objetivos de un estudio de yacimiento se pueden resumir en:


Estimación de la cantidad de hidrocarburos originalmente en sitio (POES y GOES).

Cálculo del volumen de hidrocarburos a recuperarse (Factor de Recobro).

Pronóstico del comportamiento del Yacimiento.

Análisis de alternativas para incrementar la recuperación de los hidrocarburos.


Para alcanzar estos objetivos, el Ingeniero de Yacimiento dispone de unas herramientas las cuales están basadas en las ecuaciones de comportamiento del flujo de fluidos en el medio poroso, el balance de materiales y de energía y la caracterización de los fluidos y del medio poroso. Las técnicas matemáticas que se aplican para la solución de estas ecuaciones varían mucho en complejidad dependiendo de como se considera el yacimiento. De esta forma tenemos que:


Ingeniería Clásica de Yacimiento - El yacimiento es una unidad volumétrica con propiedades promedio en el espacio y en el tiempo. Bajo este esquema tenemos los métodos de evaluación y predicción de Muskat, Tarner y Pirson.


Ingeniería de Yacimiento - El yacimiento es una unidad volumétrica y sus propiedades pueden variar en el espacio y en el tiempo. Bajo este esquema tenemos los programas de la Industria Petrolera del Modelo Tipo Tanque (Balmat, Cotejo 1, Cotejo 2, Predic 1 y Predic 2) desarrollados por E. Lanfranchi y C. Pieve.


Simulación de Yacimiento - El yacimiento se subdivide en bloques que constituyen cada uno de ellos una unidad hidráulica. Esta subdivisión permite estudiar al yacimiento en forma más detallada mediante la aplicación de las ecuaciones fundamentales a cada bloque individualmente con el uso de computadores de alta velocidad y capacidad.


La importancia de cualquier modelo utilizado radica en la factibilidad de expresar el sistema físico que se desea simular con las ecuaciones matemáticas apropiadas, conocer las asunciones y limitaciones que están implícitas y además interpretar en forma adecuada los resultados.


Algunas de las asunciones hechas son necesarias en la práctica para resolver las complejas ecuaciones resultantes de la descripción del yacimiento en forma rápida. Los niveles de confiabilidad de los resultados va a depender de la calidad y del volumen de la información disponible que permitan definir el sistema físico que se desea modelar.


Debe de recordarse que "No importa cual excelente y sofisticado sea el modelo a utilizarse, los resultados que se pueden obtener de él, nunca excederán la capacidad interpretativa del Ingeniero de Yacimiento que lo utiliza".


2.0 CALCULOS EN LA INGENIERIA DE YACIMIENTOS


Cuando se descubre un área con acumulaciones de hidrocarburos, es imperativo conocer el volumen que se dispone, las posibles reservas recuperables y las probables tasas de producción, con el objetivo de planificar el desarrollo y producción del mismo y obtener el mayor beneficio posible, mediante la optimización de los recursos disponibles.

Para este plan de desarrollo es necesario conocer la geología y características petrofísicas del Campo, las características de los fluidos presentes, el comportamiento del yacimiento bajo los diferentes esquemas de explotación y los aspectos económicos asociados.


Lo antes enumerado se logra mediante la aplicación de ecuaciones matemáticas que permiten describir las leyes físicas que analizan y predicen el comportamiento de la acumulación de hidrocarburos, bajo diferentes esquemas de operación. Estas leyes son el Flujo de Fluido en Medio Poroso, la Conservación de la Masa y/o de la Energía y las Ecuaciones de Estado de los Fluidos.


Un yacimiento se puede definir físicamente como una unidad de volumen formada por roca y los fluidos contenidos en ella. Estos fluidos se encuentran en espacios muy pequeños, poros y capilares, de tal forma que su distribución en el medio poroso no sólo dependen de sus densidades sino también de los fenómenos de presión capilar, mojabilidad y tensión superficial. La distribución de estos fluidos varía con el espacio pero siempre manteniendo un equilibrio entre las diferentes fuerzas que actúen sobre ellos. En la descripción y cálculo de un yacimiento, la Ingeniería de Yacimiento considera todas las leyes y ecuaciones antes enumeradas. Los métodos de solución de estas ecuaciones requieren de suposiciones y limitaciones las cuales deben ser adaptadas por el Ingeniero antes de obtener la solución.


Para este fin, el Ingeniero aplica los conceptos básicos de las propiedades de los fluidos y de la roca junto con la información de producción, presiones y datos de laboratorio que permitan describir al yacimiento y definir los diferentes tipos de energía disponible. Esto permite poder desarrollar un esquema de producción con el cual podemos optimizar los recursos y obtener la mayor recuperación de hidrocarburos del yacimiento.


Los cálculos de la Ingeniería de Yacimiento se pueden resumir en:



- Estimación del Volumen de Hidrocarburos

• Información Geológica

• Información Petrofísica

• Análisis de Núcleo

• Ecuación de Estado de los Fluidos


- Estudio del Comportamiento del Yacimiento

• Datos de Producción

• Datos de Presión

• Características del Flujo de Fluidos

• Ecuación de Estado de los Fluidos


- Determinación de los Mecanismos de Producción y Estimación de Reservas

• Pronóstico del comportamiento del yacimiento

• Modelos Matemáticos

• Pruebas de Pozos


Los métodos más utilizados para realizar los cálculos enumerados son:

• Curvas de Declinación

• Balance de Materiales

• Modelo de Simulación


La complejidad del método utilizado aumenta en el mismo sentido en el cual fueron enumerados. En ese mismo sentido también aumenta el tiempo de ingeniería necesario, el volumen y la cantidad de la información necesaria.


El Ingeniero debe evaluar para cada caso en forma individual. Este análisis es en función del tamaño del yacimiento, su complejidad geológica, su dificultad operacional y cuál de los métodos es el mejor a utilizarse para efectuar unos cálculos que realmente sean representativos del yacimiento optimizando el tiempo y el esfuerzo necesario.


La recuperación de hidrocarburos del yacimiento se clasifica en (Figura I-01):

Recuperación Primaria


Es la producción de hidrocarburos que se pueden obtener a través del aprovechamiento de la energía natural del yacimiento. Esta energía puede provenir de una o más fuentes y actúan simultáneamente en el yacimiento.


Recuperación Adicional


Esta recuperación se define como la producción de hidrocarburos que se puede obtener mediante el aporte de una energía desde el exterior. Este aporte de energía puede provenir de una o más fuentes y actuar simultáneamente en el yacimiento.

Las energías provenientes del exterior del yacimiento pueden actuar simultáneamente con algún tipo de energía natural del yacimiento. El Ingeniero debe calcular cuál es el efecto de cada una de estas energías para asignarle la producción de hidrocarburos asociada a cada una de ellas, optimizando la energía natural la cual es la más económica de todas.


3.0 ENERGIA DEL YACIMIENTO


La energía natural que tiene un yacimiento, la cual permite desplazar los fluidos en el medio poroso hacia el pozo y en algunos casos hasta la superficie por la tubería del pozo, es la energía potencial que se encuentra en el yacimiento debido a la presión a la cual está sometido. Esta energía se almacena principalmente en forma de compresión de los fluidos y de la roca que conforman el yacimiento. La cantidad de energía almacenada en los fluidos y la roca depende de sus propiedades y características que permiten su expansión al disminuir la presión.


La energía necesaria para desplazar los hidrocarburos en el medio poroso debe ser tal que pueda vencer las fuerzas que los mantiene en el medio poroso y la resistencia que ofrece la viscosidad de esos fluidos a su movimiento.


Cuando la energía interna del yacimiento no es suficiente para desplazar los fluidos en el yacimiento y llevarlos hasta la superficie, venciendo el peso de la columna de los mismos fluidos en el pozo, se aplica al pozo algún método de levantamiento artificial que aporte la energía necesaria.


Es importante reconocer a comienzo del período de producción de un yacimiento cuál es su principal fuente de energía para un aprovechamiento más eficiente.


Las principales fuentes de Energía son:


A Gas Disuelto en el Petróleo

B Gas Libre sometido a Presión

B - 1Yacimiento de gas o condensado

B - 2Yacimiento con capa de gas

C -Presión de los Fluidos

C - 1Hidrostática

C - 2Fluidos Comprimidos

D -Comprensibilidad de la roca

E -Gravedad

F -Combinación de los anteriores


4.0 TIPOS DE YACIMIENTOS


Los yacimientos se pueden clasificar de acuerdo a las características del tipo de fluido que contienen en (Figura I-02):

• Yacimientos de Gas

• Yacimientos de Condensados

• Yacimientos de Petróleo


Según las condiciones y el tipo de energía que se encuentra disponible en el yacimiento, los de petróleo se clasifican en (TABLA I-01):

• Yacimientos Subsaturados

• Yacimientos con Empuje de Gas Disuelto

• Yacimientos con Capa de Gas

• Yacimientos con Empuje Hidráulico

• Yacimientos con Empuje Combinado


4.1 Yacimientos Subsaturados


Se definen como yacimientos subsaturados aquellos que tienen una presión y temperatura mayor que las del punto de burbujeo del fluido que se encuentra en el yacimiento. Estos yacimientos tienen las siguientes características:


•Ausencia de la Capa de Gas (m = 0).


•Relación de Gas Petróleo de Producción igual a la de solución hasta el momento que alcanza la Presión de Burbujeo.


•Hasta alcanzar la presión de burbujeo, los mecanismos responsables de la producción de los hidrocarburos son la expansión de los fluidos del yacimiento y el cambio (reducción) del volumen poroso.


Un yacimiento subsaturado, normalmente se encuentra a profundidades mayores que las correspondientes a las de la formación original del petróleo. Esta mayor profundidad es la que aporta una mayor presión a los fluidos que se encuentran confinados. Cuando se inicia la explotación de petróleo de un yacimiento subsaturado, él yacimiento produce a la misma relación gas/petróleo que la relación del gas disuelto en el petróleo dentro del yacimiento. Esta relación de producción se mantiene hasta que el yacimiento alcance la presión de burbujeo.


En ese intervalo de tiempo, la energía necesaria para desplazar los fluidos en el medio poroso del yacimiento y a lo largo de la tubería de producción, proviene de la expansión de los líquidos del yacimiento y de la expansión de la roca (contracción del volumen poroso). Una vez que el yacimiento alcanza la presión de burbujeo, deja de comportarse como un yacimiento subsaturado para ser un yacimiento saturado con empuje de gas disuelto. Considerando que la onda de presión en el yacimiento no se transmite en forma instantánea a través de todo el medio poroso, durante el proceso de drenaje del yacimiento puede ocurrir que una parte del mismo se encuentre a una presión por encima de la presión de burbujeo (subsaturado) y la otra parte se encuentra a una presión menor que la presión de burbujeo (saturado). Debido e esto, aun cuando la presión promedio del yacimiento sea mayor que la presión de burbujeo, se puede estar separando gas del petróleo en una parte del yacimiento y presentar una saturación de gas en algunas áreas.


La recuperación primaria que se espera en este tipo de yacimiento, desde su producción inicial hasta el momento que se alcanza la presión de burbujeo, es normalmente baja. Esta recuperación es función directa de la diferencia de presión entre la presión inicial (Pi) y la presión de burbujeo (Pb), de la compresibilidad de los fluidos y de la compresibilidad de la roca.


Si en el yacimiento existe algún efecto como puede ser "Drenaje por Gravedad" o "Segregación Gravitacional", se puede obtener una recuperación de petróleo eficiente si se maneja este efecto en forma adecuada. La mejor recuperación se obtiene en yacimiento de buena permeabilidad vertical, buen espesor, y bajas tasas de producción.


4.2 Yacimientos con Empuje de Gas Disuelto


Por definición vamos a considerar este tipo de yacimiento como "cerrados o volumétricos" es decir, un yacimiento en el cual su área productiva no cambia. Se puede considerar como un tanque que se encuentra a una presión P y una temperatura T constante. Para este análisis no se considera influjo de agua ni capa original de gas.


Originalmente el yacimiento se encuentra a presión de burbujeo y en él encontramos sólo la fase de hidrocarburos líquidos (petróleo) con el gas disuelto (un yacimiento subsaturado que alcanza la presión de burbujeo se encuentra a estas condiciones). Al iniciar la producción se ocasiona en el yacimiento una reducción de presión y por lo tanto comienza la liberación de gas que se encuentra disuelto en el petróleo. El gas que sale de solución formará pequeñas burbujas de gas en los poros, desarrollándose de esta forma una fase no continua de hidrocarburos gaseosos. La expansión de estas burbujas de gas ayudan a la producción de petróleo. El gas en los poros responde a la reducción de presión, con una expansión igual a la que tendría si se encontrase en la capa de gas.


Al aumentar la saturación de la fase gaseosa, llegará el momento en que ésta sea una fase continua, aumentando simultáneamente su capacidad de flujo (permeabilidad relativa del gas) y en esas condiciones el gas empieza a fluir en el medio poroso. Parte del gas fluirá hacia el pozo, aumentando la relación gas/petróleo de producción, y otra parte migrará hacia la parte alta del yacimiento para formar una capa de gas secundaria. Al continuar el proceso, la saturación de gas aumentará incrementando constantemente su capacidad de flujo, reduciendo la capacidad de flujo del petróleo (reducción de la permeabilidad relativa del petróleo) hasta que la permeabilidad relativa del petróleo sea prácticamente cero.


Este tipo de yacimiento se caracteriza por presentar una declinación de la presión rápida y continua, tiene una relación gas/petróleo inicial baja hasta alcanzar la saturación crítica de gas, luego aumenta su relación gas/petróleo hasta un máximo para finalmente declinar y tener un factor de recuperación primaria de un 5% a un 30% del POES.


La relación gas/petróleo inicial es baja ya que hasta el momento en que se alcanza la saturación crítica de gas que permite su flujo, la relación gas/petróleo de producción es la que tiene el petróleo en solución a esa presión. La presión existente en um momento es menor que la presión de burbujeo (P < Pb) y por lo tanto el gas en solución (Rs) es menor que el gas inicialmente en solución (Rsi) a Pb.


La forma óptima de drenar estos yacimientos es produciendo el menor volumen posible de gas, de tal forma que éste pueda emigrar a la parte alta del yacimiento y formar la capa de gas secundaria. Esta capa de gas aporta la energía necesaria al yacimiento para permitir una alta recuperación.


4.3 Yacimientos con Capa de Gas


Se encuentran en esta clasificación aquellos yacimientos de petróleo que tienen excedente de gas, el cual no puede ser disuelto en el petróleo a las condiciones iniciales del yacimiento de presión y temperatura. Esta cantidad de gas libre, debido a las fuerzas gravitacionales, se almacena en la parte alta del yacimiento y forma una capa de gas. Bajo estas condiciones, ésta se denomina capa de gas original. Al disminuir la presión del yacimiento, ésta capa de gas se expande aportando una energía apreciable a la producción de los fluidos contenidos en el medio poroso. Indudablemente, la energía aportada es proporcional al tamaño de la capa de gas original. El empuje de la capa de gas, al invadir la zona inicialmente ocupada por el petróleo actúa como el caso de inyección de gas (mecanismo de aporte de energía externa). En este caso existirá un frente de avance del gas, una saturación de gas en el frente y una saturación promedio detrás del frente. En la zona invadida por la capa de gas se observa un petróleo residual.


El comportamiento del yacimiento estará caracterizado por el tamaño relativo de la capa de gas (a condiciones de yacimiento) comparativamente con el tamaño de la zona de petróleo (a condiciones de yacimiento). Las características de flujo de ambos fluidos en

el yacimiento son las responsables de las diferentes saturaciones que se generen y de sus tasas de influjo.


4.4 Yacimientos con Empuje Hidráulico


Los yacimientos de hidrocarburos están asociados a la presencia de agua de dos formas:


-Agua que satura parcialmente la roca donde ha migrado el hidrocarburo.

-Zonas del medio poroso totalmente saturado de agua, el cual limita con la zona ocupada por los hidrocarburos.


Siempre se observa que el conjunto del sistema poroso con hidrocarburos y la parte del medio poroso saturada por agua, forman un elemento hidráulico denominado yacimiento donde cualquier cambio que ocurra en alguna parte del yacimiento afecta todo el resto del elemento hidráulico.


Este elemento hidráulico se encuentra originalmente en equilibrio. Cuando se inicia la producción de hidrocarburos y se reduce la presión en la zona de hidrocarburos, se rompe el equilibrio y hace que la zona de agua la cual normalmente no es drenada, trate de aportar parte de la energía extraída de la zona del hidrocarburo mediante la invasión de agua en la zona de hidrocarburos. Esta invasión se traduce en una conservación de la presión en la zona de hidrocarburos tratando de obtener un nuevo equilibrio al compensar la presión que se encuentra en la zona de agua.


A medida que el petróleo es producido, se disminuye la presión y se invade más la zona de hidrocarburos con agua desplazando el petróleo del medio poroso invadido. La tasa de mantenimiento de la presión del yacimiento con hidrocarburos depende de la relación del tamaño entre la zona saturada por hidrocarburos y la zona del acuífero (zona saturada por el agua). Si el tamaño del acuífero es muy grande o éste está conectado (aflora) en un suministro de agua muy grande (lago, mar, etc.), el acuífero se considera "infinito".


La presencia de este Empuje Hidráulico se manifiesta por el mantenimiento de la presión del yacimiento y una alta producción de agua de sus pozos. La explotación racional de un yacimiento con empuje hidráulico, en la cual se utiliza al máximo la energía disponbible y tratando de controlar el influjo de agua al yacimiento, proporciona una recuperación primaria de hidrocarburos muy elevada (entre un 35% y al 75% de POES).


Durante la explotación la presión se mantiene elevada y la relación gas/petróleo relativamente baja.


4.5 Yacimientos con Empuje Combinado


La mayoría de los yacimientos no tienen un sólo mecanismo de producción sino que presentan una combinación de dos o más de ellos. Los mecanismos presentes actúan en forma simultánea y es necesario determinar la influencia y aporte de cada uno de ellos con el fin de optimizar la explotación de los hidrocarburos presentes en el yacimiento.


Indudablemente que entre todos los mecanismos del yacimiento, existirá uno más importante que tiene el mayor aporte de energía. Esta jerarquización de los mecanismos puede variar con el tiempo y dependiendo de la forma de producir los hidrocarburos del yacimiento.



CONCEPTOS BASICOS






SECCION DOS



CONCEPTOS BASICOS


El conocimiento de algunos conceptos se puede considerar como básicos para un mejor entendimiento del comportamiento de los yacimientos. Con este fin vamos a revisar los elementos de algunos de ellos.



1.0 POROSIDAD


Esta propiedad es la más importante para el Ingeniero de Yacimiento. Ella representa la medida del espacio disponible en la roca para el almacenamiento de los hidrocarburos.


1.1 Definición

Porosidad se define como la parte del espacio vacío que se encuentra en la roca. Puede expresarse como una fracción o como un porcentaje (Figura II-01).

1.2 Clasificación

Porosidad puede clasificarse de acuerdo a su origen en:

- Original

- Inducida


• Original -Es aquella desarrollada durante la deposición de la roca.

• Inducida Es aquella que se ha desarrollado por algún proceso geológico o químico después de la sedimentación de la roca.


Las rocas que tienen porosidad original son más uniformes en sus características que aquellas rocas que tienen gran parte de su porosidad de origen inducido.


La porosidad puede clasificarse dependiendo de si está interconectada o no en:


- Total

- Efectiva

• Total -Es la relación entre todo el espacio vacío de la roca y el volumen total de la roca.


• Efectiva -Es la relación entre el espacio vacío interconectado de la roca y el volumen total de la roca.


Para el Ingeniero de Yacimiento la porosidad efectiva es la importante porque ella representa el espacio que puede estar ocupado por fluidos movibles.


La forma de expresar la porosidad es fracción o porcentaje y se define como la relación entre el volumen del espacio poroso y el volumen de la roca del yacimiento.


Volumen Poroso

Porosidad = ----------------------------------

(Fracción) Volumen del Yacimiento


Si se considera que todos los granos son esféricos y uniformes, la porosidad no depende del tamaño de los mismos sino del tipo de empaque que tienen estos granos.


El empaque cúbico es el que proporciona la mayor porosidad (47.6%) mientras que el romboédrico proporciona la menor (25.96%) (Figura II-1).


1.3 Formas de medir la Porosidad


Los métodos para medir la porosidad son numerosos y casi todos proporcionan la porosidad efectiva. Solamente aquel que incluye la trituración de la roca permite medir la porosidad total.


Entre estos métodos podemos mencionar:


• Método Directo (Porosidad Total)

• Método de la Expansión del Gas (Porosidad Efectiva)

• Método de Inyección de Mercurio (Porosidad Efectiva)

• Método de Imbibición (Porosidad Efectiva)


1.4 Porosidad Secundaria


La porosidad de una roca puede ser alterada debido a ciertos procesos físicos o químicos. Esta porosidad también se conoce como porosidad inducida. Las causas más comunes de esta porosidad son las fracturas, los procesos químicos y la compactación.


Las fracturas incrementan la porosidad de la roca y crean canales de comunicación entre los poros de la misma con el consecuente incremento sustancial de la capacidad de flujo de los fluidos en dentro de ella. De esta forma algunas formaciones piedras calizas que por su baja porosidad y permeabilidad no podrían producir fluidos, son capaces de producir estos y con muy altos volúmenes de flujo. Las fracturas pueden clasificarse en macro-fracturas y en micro-fracturas. El efecto de ellas sobre la porosidad y la capacidad de flujo de la roca es el mismo en ambos casos.


Los procesos químicos si pueden incrementar o disminuir la porosidad de la roca. Si el proceso es de disolución de la roca (Cavernización) por acción del agua, esto incrementa la porosidad y la capacidad de moverse los fluidos dentro de ella.


Si el proceso es de re cristalización (Dolomitizacion) de algunas rocas de carbonatos, la porosidad se ve reducida considerablemente de hasta un 15 % de la porosidad inicial.


La ecuación química que explica este fenómeno viene dada por:


2 Ca CO2 + Mg Cl2 → Ca Mg (CO3)2 + Ca Cl2


Si el proceso es de cementación por deposición de sílice, carbonatos u otro material soluble, esto ocasiona una reducción de la porosidad y capacidad de flujo de la roca.


La compactación ocurre cuando la roca reduce su presión y por lo tanto su capacidad de soportar el peso de los estratos superiores. Tres efectos se consideran importantes como resultado de la compactación; 1) Compactación de la roca yacimiento; 2) Compactación de las rocas que no son yacimiento; 3) Compresión de los fluidos del yacimiento.


La compactación de la roca yacimiento puede ser plástica o elástica. La compactación plástica es la capacidad de exprimir los elementos suaves de la roca como granos de arcilla. El resultado de esto en una reducción de la porosidad y de la capacidad de flujo de la roca.


La compactación elástica por el otro lado, tiene inicialmente el mismo efecto que la compactación plástica pero al disminuir más la presión, los granos retornan a casi las mismas condiciones que tenían inicialmente.


La compresión de los fluidos por efecto de reducción de la porosidad, puede ocasionar la expulsión de agua inicialmente en la roca, reduciendo su saturación inicial, ayudando a mantener la presión del yacimiento e incrementando la producción de agua.

2.0 SATURACION


El espacio vacío de un material poroso puede estar parcialmente o totalmente ocupado por un fluido y el remanente ocupado por otro u otros fluidos.

Lo importante es conocer cual porción del espacio poroso está ocupado por cada fluido.


La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen vacío de un medio poroso que está ocupada por ese fluido.


Volumen de fluido en el medio

Sm = -----------------------------------------------

Volumen vacío total en el medio


La sumatoria de todas las saturaciones parciales de los fluidos debe sumar 1. En nuestro caso tenemos:


So + Sg + Sw = 1


Existe una saturación de agua inicial (Swi) en el yacimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la presión capilar existente no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando migraron al yacimiento. (Figuras II-2).

La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes métodos:


• Núcleos tomados en pozos perforados con barro en base de petróleo

• Cálculo a partir de Registros Eléctricos de los pozos

• Cálculos a partir de la Presión Capilar


Como Swi es función de la Presión Capilar y ésta está relacionada con la permeabilidad del medio poroso (K), existe una relación entre Swi y la permeabilidad (K) (Figura II-02).


3.0 VISCOSIDAD


Viscosidad se puede definir como "La resistencia que ofrece un fluido bajo una fuerza tangencial al desplazamiento de algunas de sus moléculas con respecto a otras". También puede expresarse como "Es el factor de fricción interno de los fluidos" (Figura II-03).

F = f (- n dV / dz)

Para entender la definición de coeficiente de viscosidad, consideremos dos planos infinitos dentro de un fluido cuyas superficies son paralelas. Uno de estos planos se mueve con respecto a otro mediante la aplicación de una fuerza F de tal forma que la distancia entre los planos se mantiene constante. Los planos de fluidos adyacentes a estos planos se mueven a velocidad similares a los planos pero a medida que nos alejamos del plano inicial, la velocidad disminuirá hasta llegar a cero. Si consideramos las coordenadas Y paralelas a la dirección de movimiento y Z perpendicular a esta dirección, podemos decir que dy/dz es el gradiente de la velocidad Y entre los planos.


Se ha determinado que la fuerza F requerida por unidad de área para desplazar un plano respecto al otro es directamente proporcional al gradiente de la velocidad.


F = - n ( dV / dz )


Donde:

F= Fuerza por unidad de área, dina/cm2

n= Coeficiente de Viscosidad

dV= desplazamiento, cm/seg

dz= distancia, cm


La constante de proporcionalidad n es el Coeficiente de Viscosidad definido como Poise.


3.1 Definición


El coeficiente de viscosidad Poise se define como:


Poise = Es la viscosidad de un fluido, el cual sometido a una fuerza de 1 dyna/cm² causa a un plano que se encuentra paralelo y a una distancia de 1 cm el movimiento a una velocidad de 1 cm/seg.


3.2 Métodos para medir la Viscosidad


La viscosidad de un fluido se puede obtener a partir de cálculos o medidas directas. Entre los métodos más fáciles tenemos:

• Caída de una esfera en un fluido

• Paso de un líquido por un orificio


3.3 Viscosidad Cinética


La viscosidad cinética se define como "Viscosidad absoluta dividida por la densidad del fluido"

μc = μ / ρ


La unidad de la viscosidad cinética es el Stoke


Stoke = Poise / ρ


Donde:

ρ = Densidad (g/cm3)


Stoke = (g/seg cm / g/cm3) = (cm2 / seg)


3.4 Conversión de unidades


Se han desarrollado diferentes técnicas de medir la viscosidad, la mayoría como resultado de las mediciones efectuadas en el campo.

Las conversiones de esas medidas a centístokes se efectúan mediante la siguiente ecuación


V = A t - { B t / ( t3 + C ) }


Donde:

V- Viscosidad Centístokes (st)

t- Tiempo de flujo en segundos (Viscosidad en segundos)

A,B,C - Constantes


Estas constantes se pueden determinar de la siguiente Tabla, dependiendo de las unidades que

se utiliza para medir la viscosidad.


TABLA DE CONSTANTES

A B C Límites

Saybolt Univ. Seg 100°F 0.21587 11069 37003 SUS > 32

Saybolt Univ. Seg. 210°F 0.21443 11219 37755 SUS > 32

Saybolt Furol Seg. 122°F 2.120 8920 27100 SFS > 25

Saybolt Furol Seg 210°F 2.087 2460 8670 SFS > 25

Redwood No. 1 Seg 140°F 0.244 8000 12500 R1 > 35

Redwood No. 2 Seg. 2.44 3410 9550 R2 > 31


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