Fluidos De Perforacion
Enviado por vhfalconi • 11 de Abril de 2013 • 976 Palabras (4 Páginas) • 502 Visitas
El Yacimiento
Un yacimiento de petróleo puede definirse como un volumen poroso que contiene agua, petróleo y a veces una fase gaseosa. La proporción volumétrica del petróleo puede alcanzar a veces el 40%.
El medio poroso del yacimiento o roca almacén es de origen sedimentario de tipo arenisca o caliza, consolidado o no. El diámetro de poro varía ampliamente según la roca, pero es de tamaño microscópico, desde algunas fracciones de milímetro a algunas micrómetros.
Cada medio poroso tiene sus caracteristicas: porosidad, el porcentaje de volumen vacío; permeabilidad, una medida de la resistencia al movimiento de los fluidos; mojabilidad, una medida de la naturaleza superficial de la roca.
Debido a su origen sedimentario, el medio poroso del yacimiento es a menudo
heterogéneo, como consecuencia de las variaciones ocurridas durante el largo proceso de sedimentación que formó la roca.
Estas heterogeneidades pueden existir a la escala de los poros o bien a la escala macroscópica en forma zonas muy o poco permeables, y eventualmente de
grietas.
Las heterogeneidades complican las operaciones de producción porque tienden
a producir caminos preferenciales y segregaciones.
Un medio poroso está caracterizado por su geometría, sin embargo no es posible definirla
en el caso de un medio poroso natural.
La porosidad ø es la fracción de volumen vacío, la cual varía desde 0.05 para medios muy compactos a 0.26 para un apilamiento hexagonal compacto de esferas rigidas de mismo diámetro. Además de la porosidad se pueden definir algunas otras características tales como la distribución de tamaño de poro, y la tortuosidad promedia de los poros.
La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que esta ocupada por dicho fluido.
Donde:
Sx = Saturación de la fase X.
Vx = Volumen que ocupa la fase X.
Vt = Volumen poroso total de la roca.
La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, tenemos:
Donde:
So = Saturación de petróleo.
Sw = Saturación de agua.
Sg = Saturación de gas.
Saturación de agua connata
La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, 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 éstos migraron al yacimiento.
Generalmente la saturación de agua connata se considera inmóvil; sin embargo, al inyectar agua en un yacimiento, la primera que se produce tiene composición diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la inyectada.
La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes métodos:
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