Tesis Campo Patujusal

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA UDABOL FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO

PROYECTO DE GRADO Estudio Técnico – Económico para el mejoramiento de la calidad del agua de inyección mediante la recuperación secundaria en el campo Patujusal de Santa Cruz

Proyecto de grado para optar al titulo de: Lic. en Ing. En gas y petróleo

Autor: Juan Miguel Medina Almendras Tutor: Ing. René Alarcón Vila

Santa Cruz de la Sierra – Bolivia 2008

AGRADECIMIENTOS:

Al Padre Celestial por ser el motor más importante de mi vida así como también a mis Padres Aly Medina Cabrera y Juana Almendras Grageda, a mis hermanos L. Marcelo, Medina A., A. Cristian Medina A., Vivian F. Medina A., Gardenia Medina A. Por darme su apoyo siempre, a mis tíos, familiares, amigos por brindarme su apoyo incondicional en especial mi tío José Padilla y Flia. Al Ing. Nelson Salazar Soruco por brindarme su apoyo en todo momento, quiero agradecer

también a mi Tutor el señor Ing. René Alarcón Vila, al Jefe de la

Carrera el Ing. Mario Carrazas, al Ing. Santiago Arana por brindarme todo su apoyo incondicional, su paciencia y su tiempo pero sobre todo su voz de aliento para que pueda terminar con mi proyecto. A la universidad de Aquino Bolivia “UDABOL” por abrirnos las puertas de su establecimiento

y

así

jóvenes

emprendedores

como

nosotros

podamos

superarnos y poder contribuir con la familia, la sociedad, y nuestro País. En especial este proyecto va dedicado para todas las personas que hicieron posible su realización por el apoyo y comprensión brindada.

INDICE

N° PAG.

1. INTRODUCCION…………………………………………………………….……….1 1.1 ANTECEDENTES…………………………………………………………….……. 1 1.2 DELIMITACION…………………………………………………………………….. 3 1.2.1 Limite Geográfico………………………………………………………….……...3 1.2.2 Límite Temporal…………………………………………………………………..3 1.2.3 Limite Sustantivo………………………………………………………………... 3 1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA…………………………………………… 4 1.4 FORMULACION DEL PROBLEMA……………………………………………… 5 1.5 SISTEMATIZACION DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCION……………………………………….…………. 6 1.6 ESQUEMA DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCION……………………………………….…………..8 1.7 OBJETIVOS………………………………………………………………………... 9 1.7.1 Objetivo General……………………………………………………………….. 9 1.7.2 Objetivos Específicos………………………………………………………….. 9 1.8 JUSTIFICACION………………………………………………………………….. 9 1.8.1 Justificación Científica………………………………………………………….. 9 1.8.2 Justificación Social…………………………………………………..……….. 10 1.8.3 Justificación Económica………………………………………..……………. 10

1.9 METODOLOGIA………………………………………………………………… 11 1.9.1 Tipo de estudio………………………………………………………………… 11 1.9.2 Tipo de investigación…………………………………………………………. 12 1.9.3 fuentes de Información…………………………………………………….. 13 1.9.3.1

Primaria.…………………………………………………………………… 13

1.9.3.2

Secundaria………………………………………………………...……….13

1.9.4 Métodos………………………………………………………………...…….....14 1.9.5 Procedimiento………………………………………………………..………...14 2. MARCO TEORICO.………………………………………………………..………..15 2.1 Marco conceptual………………………………………………………..………...15 2.2 Marco referencial…………………………………………………………..………75 2.3 Marco legal……………………………………………………………….….……...92 3.- RELEVAMIENTO Y ANALISIS DE LOS POZOS..………………….…..……..133 3.1 Introducción………………………………………..………………………....…...133 3.2 La Historia de Exploración…..…………………………………………………..135 3.3 Objetivo………………………………………...…………...………………………138 3.4 Ubicación Geográfica……………...……………………………………………...138 3.5 La Estratigrafía…………………….. ……………………………………………...138 3.5.1 La estructura ……………………..……………………………………………..144 3.5.2 La Producción... …………………….…………………………………………...146 3.6 Arreglos de los Pozos Inyectores……………………………………………………152 

4. INGENIERIA DEL PROYECTO………………………………………...………….155 4.1.- Característica técnica del tratamiento de agua……………………………….155 4.2.-Diagrama de flujo………………………………………………………………….155 4.3 Requerimientos Técnicos….…………………………………………………...…159 4.4 Propuesta…………………… ………………………………………….…………160 4.4.1 Propuesta Cambios de filtros …………………………………………...……..160 4.4.1.1 Ficha técnica del Filtro Pecos………………………………………………..160 4.4.1.2 ficha técnica del filtro Nowata………………………………………………..163 4.4.2Tratamiento Físico……………………………………..…………………………165 4.5 Tratamiento químico……………………………………………………………….171 4.5.1 Productos químicos que se utilizaran…………………………………………171 4.5.2 Reacciones Químicas………………………………………………………...…173 4.5.3 Bomba dosificadora Williams………………………………………………....176 4.5.4 Análisis del Agua a Inyectarse…………...……………………………………180 4.6.-Condiciones Permitidas…………………………………………………………183 4.7.- Cronograma del horizonte del proyecto………………………………………..184 5. ANALISI ECONOMICO……………………………………………………………..185 5.1 Inversión Total……………………………………………………………………..186 5.1.1 Presupuesto de Ingresos………..……………………………………………..187 5.1.2 Cálculo de los Ingresos proyectados………………………………………..188

5.2 Evaluación Económica……………………………………………………..…188 5.2.1 Criterios de Evaluación Adoptados………………………………………..…189 6. CONCLUSIONES……………………………………………………………….…190 7. ANEXOS…………………………………………………………………………….191 8. BIBLIOGRAFIA……………………………………………………………………..199

 

                             

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CAPITULO I 1. INTRODUCCION 1.1 ANTECEDENTES La Inyección de Agua dentro de los reservorios tiene el propósito de incrementar la presión del mismo y empujar los fluidos líquidos que han quedado atrapados dentro del yacimiento por falta de energía natural. Este método ha sido desarrollo dentro de lo que se llama Recuperación secundaria. Recuperación Secundaria: Al disminuir la energía natural del reservorio (se depleta), se buscará un método para entregarle nuevamente energía al mismo. En este caso lo más común es inyectarle agua, por medio de pozos productores que se convierten a inyectores, ubicados de forma estratégica. En esta cuenca toma particular relevancia, por las características de la misma, reservorios acotados y lenticulares, y la heterogeneidad de los mismos. Al no poder desechar el agua de producción, la mejor alternativa es volver a inyectarla, logrando un circuito cerrado. Mediante la inyección de agua en uno o más pozos, se forma un frente que barre parte del petróleo remanente en el reservorio, hacia los pozos productores.

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Cap. I Graf. N°1

Esquema Recuperación secundaria

Fuente: Wet Chemical El agua que se utiliza para la inyección en los pozos, normalmente proviene de la producción del mismo yacimiento. La separación agua-petróleo se realiza en plantas deshidratadoras. El agua obtenida se envía luego a plantas específicas de tratamiento de agua. En las plantas de tratamiento se encontrarán diferentes equipamientos cuya función final como conjunto es entregar el agua en condiciones de ser inyectada. En este “acondicionamiento” del agua de inyección entran en juego variables de Procesos tales como el tiempo de residencia para drenaje gravitacional, temperatura, productos químicos, filtrados mecánicos, etc. En Bolivia se han implementado técnicas de recuperación secundaria en diferentes campos como ser:

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• Campo Camiri: Debido a la enorme magnitud del campo los resultados obtenidos no han sido del todo satisfactorios. • Campo La Peña: El proyecto Piloto de inyección de agua del Yacimiento La Peña, se inició en el año 2,000 con el estudio de factibilidad y la intervención de los pozos inyectores, concretándose con el inicio de la inyección a principios del año 2,001. 1.2 DELIMITACION 1.2.1 Limite Geográfico El desarrollo del proyecto

del tratamiento de agua para recuperación

secundaria y sus problemas tiene como límite geográfico: País:

Bolivia

Departamento: Santa Cruz Provincia:

Sarah

Localidad:

Santa Rosa del Sara

Nombre del Campo: Patujusal (PJS). Formación:

Petaca

Pozos: PJS03, PJS-06 y PJS-10 1.2.2 Límite Temporal El presente estudio se desarrollará en el periodo comprendido entre Agosto y diciembre del año 2008. 1.2.3 Limite Sustantivo

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El presente estudio contemplará las teorías correspondientes al tratamiento del agua de inyección de recuperación secundaria y sus problemas para

una

buena producción de hidrocarburo

1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA En 1997 un campo petrolero llamado Patujusal, se encuentra con la siguiente dificultad: La empresa estatal contrata los servicios a una empresa de servicios petroleros para operar la planta, esta hace un mal manejo haciendo que el pozo productor rinda al 100% cambiando los choques, que antes tenía el choque de 12pulg. Y con eso producían 2000BPD de petróleo crudo, cambiando al choque máximo dando origen a que el pozo rinda su eficiencia máxima esto provocaría que redujera la presión del pozo y que a la vez se ahogara. Pero cuando pasa a una empresa privada se contrata los servicios de una empresa petrolera a partir del año 2003 se puso en marcha la planta de inyección de agua al reservorio con el objetivo de mejorar la recuperación de petróleo. En estos campos se perforaron 20 pozos, de los cuales 12 son productores, tres inyectores de agua para recuperación secundaria, uno inyector de agua de disposición y cuatro están cerrados por improductivos. La profundidad promedio de estos pozos es de 1.700 metros, medida en la cual se encuentra el nivel productor Petaca. La producción promedio diaria actual de este campo es de 500barriles de petróleo, 0.5 millones de pies cúbicos de gas y 5000BPD de agua tratada de los cuales de 2500BPD a 4000 BPD se van a los pozos inyectores y los restantes se van al pozo de descarte. Por lo tanto el problema es tratar de mantener la producción constante, con agua de buena calidad y para que sea de buena calidad se necesita eliminar Juan Miguel Medina Almendras   

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varios factores

que provocarían el taponamiento de la formación luego

seguidamente el fracturamiento de la formación dando lugar a la perdida y ahogo definitivo del yacimiento hidrocarburífero.

PRINCIPALES PROBLEMAS OCASIONADOS POR EL AGUA SI NO SE REALIZA UN BUEN TRATAMIENTO. •

Incompatibilidad con el agua de formación, precipitando sólidos insolubles dentro de la formación, obstruyendo los poros y conductos.

•

Hinchazón o expansión de arcillas en la formación con el consiguiente taponamiento de poros y conductos.

•

Taponamiento de la formación por sólidos suspendidos, que son retenidos a la entrada de poros y conductos.

•

Corrosión, ocasionados por oxigeno disuelto, gases ácidos como CO2, H2S que causan daños económicos al deteriorar equipos y tuberías de la superficie

y

subsuelo,

cuyos

productos

de

corrosión

causan

taponamiento de la formación. •

Incrustaciones, causadas por carbonato de Calcio, Sulfato de Calcio, Bario y compuesto de Hierro que causan taponamientos de la formación y/o equipos.

•

Actividad bacteriológica, presencia de bacterias aeróbicas incrementan el contenido de sólidos suspendidos. Bacterias anaeróbicas como sulfato reductoras producen H2S , que causa picadura en los equipos metálicos y el producto de corrosión Sulfuro de Hierro produce taponamiento de la formación.

•

Aceites y grasas que aglomeran partículas suspendidas en el agua pueden

causar taponamiento de la formación.

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1.4 FORMULACION DEL PROBLEMA ¿Se logrará evitar el taponamiento de la formación, corrosión, incrustación de equipos y tuberías de la superficie y el subsuelo mediante el tratamiento del agua de inyección para la recuperación secundaria? 1.5 SISTEMATIZACION DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCION Problema Tratamientos inadecuados para el agua de inyección dentro de la formación Petaca en el campo Patujusal. Causas C1) Dosificación inadecuada de aditivos químicos. C2) PH del sistema alto (Alcalinidad), Temperatura alta, Concentración de sales /iones (contaminantes), Presión alta C3) sólidos en suspensión, Profundidad del medio filtrante, Tamaño del grano del medio filtrante Efectos E1) Taponamiento de la formación, por deposición e incrustación de sales reduciendo la permeabilidad. E2) Corrosión en todos los componentes metálicos del pozo: cañerías, herramientas, etc... E3) Deposiciones e incrustaciones de microorganismos. Solución Mejoramiento del tratamiento del agua para incrementar la producción de hidrocarburo en el campo Patujusal. Juan Miguel Medina Almendras   

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Acción A1) Realizar tratamiento químico con bombas de dosificación en puntos estratégicos. A2) Dosificar un anti incrustante para que impida la formación de las sales dentro las tuberías de producción. A3) Cambiar los filtros ya sea de arena o de cartucho las veces que sea necesario. Fines F1) Corrosión controlada F2) Deposiciones e incrustaciones eliminadas F3) Sólidos suspendidos y disueltos conjuntamente con los aceites y grasas controladas.

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1.6 ESQUEMA DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA SOLUCION

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1.7 OBJETIVOS 1.7.1 Objetivo General Mejorar la calidad del agua de inyección por el tratamiento del agua mediante la recuperación secundaria en el campo Patujusal de Santa Cruz. 1.7.2 Objetivos Específicos 1.- Analizar la calidad de agua que se cumple actualmente. 2.-Analizar el proceso del tratamiento. 3.- Evitar el PH alto dentro del sistema de agua de inyección. 4.-Evitar el taponamiento de la formación, tuberías y equipos 5.- Determinar el punto de

corrosión en las maquinarias de operación por

donde el agua tratada realiza su recorrido para evitar costos de mantenimiento a la empresa. 6.-Eliminar y controlar la corrosión e incrustaciones de las tuberías y equipos de superficie y subsuelo 7.- Controlar y analizar la separación del agua (w), petróleo (o), gas (g). 8.- Planificar en los procesos un plan de mejora continua 1.8 JUSTIFICACION 1.8.1 Justificación Científica La calidad del agua no es la adecuada porque no cumple con los parámetros esperados, la corrosión aun no se puede controlar del todo dentro del sistema de flujo. El corte del petróleo y agua no se encuentra bien definido.

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En los cupones microbiológicos se han observado depositacion de bacterias. Por lo tanto aplicando un buen desarrollo del tratamiento de agua de inyección se analizarían los puntos dentro del sistema del diagrama de flujo del agua de inyección, para luego proceder a la ubicación estratégica en donde se dosificarían productos químicos para la mejora del tratamiento anterior. Y así se podrá llegar a un buen rendimiento en el aprovechamiento del agua de inyección para la recuperación secundaria dentro del campo patujusal. Se menciona que la búsqueda de la optimización de la producción de los hidrocarburos es de vital importancia para la competitividad de las empresas Petroleras, hoy en día a través de la recuperación secundaria por inyección de agua se puede apreciar que la producción en muchos campos petroleros fuera del país ha sido muy favorable y no cabe duda de que en este caso no será una excepción siendo que el campo Patujusal es considerado con una de las mejores plantas de agua

de inyección instaladas en el país

para

la

recuperación secundaria dándole un buen tratamiento de agua puede que llegue a su objetivo. 1.8.2 Justificación Social El proyecto del tratamiento de agua de recuperación secundaria, es muy importante porque nos beneficiamos todos por lo que genera empleos, y nos permite producir más energía como es el petróleo. 1.8.3 Justificación Económica Los beneficios que nos trae económicamente, es que es un tratamiento no muy caro, nos permite recuperar más petróleo y al producir más vendemos mas lo cual generamos más ingresos y empleos.

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1.9 METODOLOGIA En el contexto de la investigación son muchas las metodologías que es posible seguir, sin embargo, existen 2 grandes grupos que incluyen a otras más específicas. Se trata de la metodología de investigación cuantitativa y la cualitativa. La metodología cuantitativa es aquella que permite la obtención de información a partir de la cuantificación de los datos sobre variables, mientras que la metodología cualitativa, evitando la cuantificación de los datos, produce registros narrativos de los fenómenos investigados. En este tipo de metodología los datos se obtienen por medio de la observación y las entrevistas, entre otros. Como vemos, la diferencia más importante entre la metodología cuantitativa y la cualitativa radica en que la primera logra sus conclusiones a través de la correlación entre variables cuantificadas, y así poder realizar generalizaciones y producir datos objetivos, mientras que la segunda estudia la relación entre las variables obtenidas a partir de la observación en contextos estructurales y situacionales. En este caso se emplea la metodología cuantitativa. 1.9.1 Tipo de estudio La investigación es descriptiva ya que busca determinar

y recolectar la

información necesaria en función a la situación presentada, para luego poder desarrollar la organización para hacer frente al problema de estudio Descriptiva: Son las investigaciones dirigidas a determinar “cómo es “ó “cómo está” la situación de las variables que deberán estudiarse en una población o muestra; la presencia o ausencia de algo, la frecuencia con que ocurre un fenómeno (prevalencia o incidencia), y quiénes, dónde y cuándo se está presentando determinado fenómeno. Juan Miguel Medina Almendras   

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Estos estudios pueden ser transversales o longitudinales, así como también retrospectivos o prospectivos, o ambos así mismo brindan las bases cognoscitivas para otros estudios descriptivos y analíticos generando posibles hipótesis para su futura comprobación o rechazo A la vez es analítica, explicativa por qué está dirigido a contestar por qué sucede determinado fenómeno, cual es la causa o “factor de Riesgo” asociado a ese fenómeno o cual es el efecto de esa causa o “Factor de Riesgo” Se considera la relación causa-efectos entre grupos de estudio y grupos de control, lo que permite explicar el origen o causa de un fenómeno.los resultados de este tipo de investigación están destinados a probar hipótesis sobre la relación de causa y efectos 1.9.2 Tipo de investigación En este proyecto aplicamos el tipo de investigación no experimental porque las variables se describen, se analizan o se las correlaciona para llegar a una interpretación de resultados. Por su ubicación de los hechos en el tiempo se considera, una investigación retrospectiva ya que se consideran los hechos ocurridos con anterioridad al diseño del estudio y el registro continua según los hechos. Según el periodo y secuencia del estudio se considera longitudinal ya que estudia una o más variables

a lo largo de un periodo que varía según el

problema investigado y las características de la variable que se estudia. En este tipo de investigación se considera el tiempo como factor importante por que participa en la relación causa – efecto o bien porque el comportamiento de las variables se mide en un periodo dado. Por la profundidad de las variables y el alcance de los resultados se consideran descriptivas, analíticas o explicativas. Juan Miguel Medina Almendras   

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1.9.3 fuentes de Información 1.9.3.1

Primaria

a) Entrevista a especialistas: a.1) Ing. Herlán Paz: Ingeniería y Proyectos a.2) Ing. José Luis Palacios: Encargado del área Petróleo a.3) Ing. Nelson Salazar: Operador en tratamiento de inyección a.4) Ing. Peter Escobar: Operador en tratamiento de inyección a.5) Ing. Gabriela Chiapponi A.: Asistente de Proyectos a.6) Ing. Humberto Canchái: Asistente Técnico 1.9.3.2 Secundaria a) Bibliografía: a.1) Petróleo Moderno a.2) Manual de tratamiento de agua “Spartan Bolivia” a.3) Metodología de la investigación “E. B. Pineda, E. L. de Alvarado a.4) Metodología de la investigación “Carlos Velasco Salazar” a.5) Nueva ley y política de Hidrocarburos a.6) Ley del medio ambiente N° 1333 a.7) Resolución ministerial N° 1515 a.8) Explotación de hidrocarburos Ing. Jorge Mariaca a.9) Glossary of the Petroleum Industry – THIRD EDITION a.10) Enginerering conversion factores Juan Miguel Medina Almendras   

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b) Internet: b.1) www.CHACOSA.com b.2) www.COPETROL.com b.3) www.ENERGYPRESS.com b.4) http://www.cbh.org.bo/es/index.php b.5) http://www.bolivia-industry.com/sia/marcoreg/Ley/Ley.html C) Revistas Especializadas: C.1) Energy Press 1.9.4 Métodos Son observación, métodos de deducción y calculo para tratamiento de agua 1.9.5 Procedimiento Son las acciones a tomar para llevar a cabo el proyecto. Se realizara entrevistas a empresas como son: Wet Chemical Bolivia Spartan de Bolivia Srl Chaco S.A. COPETROL YPFB

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CAPITULO II 2. MARCO TEORICO 2.1 Marco conceptual Reservorio El petróleo y el gas natural no se encuentran en cavernas o bolsones, sino embebido (impregnado) en cierto tipo de rocas a las cuales se les denomina reservorios. En consecuencia, los reservorios son rocas que tienen espacios vacíos dentro de sí, llamados poros que son capaces de contener petróleo y gas

del

mismo

modo

que

una

esponja

contiene

agua.

El reservorio tiene tres propiedades: La porosidad es un porcentaje de espacios vacíos respecto al volumen total de la roca que indicará el volumen de fluidos que pudiera contener el reservorio, sea de hidrocarburos o agua. La permeabilidad describe la facilidad con que un fluido puede moverse a través del reservorio, esta propiedad controla el caudal que puede producir un pozo que extraiga petróleo del mismo, es decir, el volumen de producción estimado. A mayor permeabilidad mejores posibilidades de caudal de producción. La saturación de hidrocarburos expresa el porcentaje del espacio “poral” que está ocupado por petróleo o gas. Esta permite estimar el porcentaje de contenido del fluido del reservorio, mientras más alto el porcentaje de saturación, se estima mayor volumen de hidrocarburos. El factor de recuperación del hidrocarburo es el porcentaje de petróleo y/o gas natural que puede ser extraído en la etapa primaria de explotación, que en el caso de petróleo el porcentaje no es mayor al 30 %. El resto del volumen se recupera con tecnología secundaria, o recuperación asistida como la inyección de agua o gas.

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Tipos de reservorios El fluido del reservorio puede ser clasificado por:

Fuente: http://www.google.com.bo/search?hl=es&sa=X&oi=spell&resnum=0&ct=result&c d=1&q=incremento+en+el+GOR&spell=1

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Cap. II Graf. N°1

Fuente: http://www.google.com.bo/search?hl=es&sa=X&oi=spell&resnum=0&ct=result&c d=1&q=incremento+en+el+GOR&spell=1 En este cuadro podemos observar el espectro de los fluidos del reservorio desde el gas húmedo hasta el petróleo negro (black oil). Reservorio de gas seco.- Está formado principalmente por metano y algunos intermedios. El diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el reservorio. No hay presencia de líquidos ni en reservorio ni en superficie. Sin embargo, a Temperaturas criogénicas, menores de 50 °F, se puede obtener líquidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tanto a gas como gases húmedos para determinar gas original in-situ y predecir reservas de gas.

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Reservorio de gas Húmedo.- Todo el diagrama de fases de la mezcla de Hidrocarburos con moléculas predominantemente pequeñas yacen debajo de la temperatura del reservorio. La línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma líquido en el Reservorio, pero si en superficie (dos fases). La gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos es transparente. Reservorio de gas – condensado.- El diagrama de fases es menor que el de Petróleo y el punto crítico está bien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es el resultado de gases retrógrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados que los crudos. El punto cricondentérmico es mayor que TR. A medida que la presión cae, el líquido, normalmente claro, se condensa y se forma líquido en el reservorio, el cual normalmente no fluye y no puede producirse. El

líquido

es

ligeramente

colorado,

marrón,

anaranjado,

verduzco

o

transparente. También se les llama condensados. Reservorio de petróleo volátil y su diferencia con el gas

condensado

retrogrado.Son una mezcla compleja de hidrocarburos que se comporta parecido a una fase liquida de alta presión y temperatura encontrada en los reservorios de petróleo. A veces se usa la densidad o composición típica como forma de diferenciar al gas condensado de los petróleos volátiles. La envoltura de fase de los petróleos volátiles muestra que la temperatura crítica está localizada a la derecha de la temperatura del reservorio. Cuando los petróleos volátiles so producidos y la presión del reservorio caen debajo del punto de burbuja, la fase gas puede ser móvil.

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La tabla siguiente, ilustra la composición típica de los 5 tipos de diferentes fluidos en el reservorio. Cap. II tabla N° 1

Composición típica de un fluido en fase simple en un

reservorio

Fuente: http://www.google.com.bo/search?hl=es&sa=X&oi=spell&resnum=0&ct=result&c d=1&q=incremento+en+el+GOR&spell=1 Permeabilidad.Consiste en la capacidad de un material para permitir que un fluido lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se dice que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, e impermeable si la cantidad de fluido es despreciable. La velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende del tipo de material, de la naturaleza del fluido, de la presión del fluido y de la temperatura. Juan Miguel Medina Almendras   

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Para ser permeable, un material debe ser poroso, debe contener espacios vacíos o poros que le permitan absorber fluido. No obstante, la porosidad en sí misma no es suficiente: los poros deben estar interconectados de algún modo para que el fluido disponga de caminos a través del material. Cuantas más rutas existan a través del material, mayor es la permeabilidad de éste. El parámetro que permite su medición es el coeficiente de permeabilidad del medio (κ), el cual se expresa en Darcy. Ley de Darcy:

k=μ

q ⎡ − dP ⎤ Darcys ⎥ ⎢ A ⎣ dL ⎦

q = Relación de volumen de flujo cm3/seg A = Área de sección transversal

μ = Viscosidad del fluido Centi poises K = Permeabilidad (Darcys) − dP = Caída de presión por unidad de longitud dL

Porosidad.Es uno de los parámetros fundamentales para la evaluación de todo yacimiento como tambien es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que representa espacios que pueden almacenar fluidos.

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Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede alcanzar es 1. Muchas veces la porosidad es expresada como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar la ecuación1 por 100. La porosidad específica es la capacidad de un material de absorber líquidos o gases. La capacidad de absorción se puede medir con una fórmula matemática. Que puede servir para medir la capacidad de absorción de agua o porosidad másica:

Donde: , Masa de una porción cualquiera del material (en seco). , Masa de la porción después de haber sido sumergido en agua. , porosidad másica del objeto expresado (en tanto por ciento). Es clasificada de dos maneras: Según su origen: Primaria es aquella que se origina durante el proceso de deposición de material que da lugar a la roca. Secundaria es aquella que se desarrolla por algunos procesos naturales o artificiales posteriores a la deposición de la roca. Algunos procesos que dan origen a la porosidad secundaria de una roca son: la disolución, las fracturas etc. Juan Miguel Medina Almendras   

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En general las rocas con porosidad primaria presentan características más uniformes que aquellas que presentan parte de su porosidad secundaria o inducida. Según la comunicación de sus poros: Dependiendo de cómo sea la comunicación de estos poros, la porosidad se puede clasificar de la siguiente manera: •

Total o absoluta.

•

Interconectada o efectiva.

•

No interconectada o no efectiva.

Calidad de la roca en función a la porosidad: Calidad

Ф (%)

Muy buena

> 20

Buena

15 - 20

Regular

10 - 15

Pobre

5 - 10

Muy pobre