Plan De Desarrollo Economico Y Social En Venezuela Y Su Articulacion Con Los DDHH

a.- Porosidad (Phi):

Es el volumen por unidad de volumen de formación. Es la fracción de volumen total de una muestra que está ocupada por poros o espacios vacíos. El símbolo de la porosidad es . La porosidad de las formaciones del subsuelo puede variar considerablemente. Los carbonatos densos (caliza y dolomitas) y las evaporizas (sales, anhidritas y yeso) pueden tener cero porosidad, para todos los efectos prácticos. Por su parte, las areniscas bien consolidadas pueden tener de 10% a 15% de porosidad, mientras que las no consolidadas pueden tener un 30% o más de porosidad. Finalmente, las lutitas o arcillas pueden tener una porosidad mayor de 40% llena de agua, pero estos poros individualmente considerados, son por lo general tan pequeños, que la roca es impermeable al flujo de los fluidos.

b.- Permeabilidad Absoluta (Ka), Permeabilidad Efectiva (Ke), Permeabilidad Relativa (Kr):

Es la medida de la factibilidad con los que los fluidos se desplazan a través de una formación. La permeabilidad es una propiedad dinámica para una muestra dada de roca y para un homogéneo, siempre que el fluido no interactúe con la roca misma. La unidad de permeabilidad es el “darcy” y se representa mediante el símbolo “k”. Para que sea permeable, la roca debe poseer poros interconectados o fracturas, por lo tanto, hay una relación de tipo general entre la porosidad y la permeabilidad. Una mayor permeabilidad, generalmente se corresponde con una mayor porosidad, aunque no siempre constituye una regla absoluta. Las lutitas y algunas arenas tienen una alta porosidad, pero los granos son tan pequeños que los conductos aprovechables para el movimiento del fluido, son bastantes restringidos y tortuosos. Por tal motivo, la permeabilidad puede ser muy baja en tales casos. Otras formaciones, como las calizas, pueden estar compuestas de roca dura interrumpida por fisuras muy pequeñas o por fracturas de gran extensión.

Donde:

K: darcy.

Q: rata de flujo (bbl por día).

P: Diferencial de presión (psi).

L: Distancia recorrida por el fluido (pies).

A: Área transversal (pies2).

: Viscosidad (centipoise).

Al tratarse de muestras de rocas se debe distinguir entre permeabilidad absoluta, permeabilidad efectiva y permeabilidad relativa.

La permeabilidad absoluta (k) es aquella que corresponde a la roca saturada 100% por un fluido unico que no reaccionan con la roca.

La permeabilidad efectiva (ke) de la roca respecto a un fluido cualquiera, corresponde a la situación cuando la saturación de dicho fluido en el medio poroso es menor de 100%.

la permeabilidad relativa ante la presencia de varios fluidos es la relacion entre la permeabilidad efectiva y la absoluta en cada casa.

la ecuación de permeabilidad relativa es la siguiente:

c.- Roca yacimiento / reservorio, Roca madre / generatriz:

Se entiende por roca yacimiento a una unidad geológica de volumen limitado, porosa, permeable, capaz de contener hidrocarburos líquidos y/o gaseosos.

d.- Razón de Movilidad (M), Transmisibilidad del yacimiento:

Unas de las características más importantes de la inyección de fluidos es la razón de movilidad (M), la cual se define como la razón entre la movilidad de la fase desplazante (agua o gas) y la movilidad de la fase desplazada (petróleo), y puede relacionarse con la conductancia en términos de la permeabilidad efectiva y de la viscosidad de los fluidos desplazante y desplazado. Asi se tiene:

e.- Presión Capilar (Pc):

Se define como la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferencialmente la roca. Si se toma positiva entonces es la presión de la fase no mojante menos la presión de la fase mojante, es decir:

Donde:

m: Es la fase mojante

nm: Es la fase no mojante.

Así para un sistema agua petróleo será:

y para un sistema gas-petróleo se tiene:

f.- Tensión Interfacial (Tao):

Cuando dos fases inmiscibles coexisten en un medio poroso, la energía de superficie relacionada con las interfases de los fluidos influye en su saturación, distribución y desplazamiento.

El término de tensión superficial está reservado a la tensión ejercida en la superficie de un líquido, el cual está en contacto con su vapor o aire; así, por ejemplo, la tensión superficial del agua en contacto con su vapor y a la temperatura ambiente, es de 73 dinas/cm. La tensión superficial entre la fase líquida y su vapor en equilibrio, depende fundamentalmente de presión, temperatura y composición de las fases. En el caso de sustancias puras, dicha tensión se puede definir únicamente especificando la presión y la temperatura.

El término de tensión interfacial se da si la superficie es entre dos líquidos inmiscibles. Así la tensión interfacial entre el agua y los hidrocarburos puros varía entre 30 y 50 dinas/cm, mientras que en la mezclas de hidrocarburos será menor, dependiendo de la naturaleza y complejidad del líquido. Ambas tensiones varían fuertemente según la temperatura. En los casos de los hidrocarburos puros, las tensiones superficiales pueden ser estimadas por medio de la ecuación propuesta por Surgen investigada experimentalmente por Katz y Weinang:

Donde:

σ= Tnsión superficial, dinas/cms

d=densidad (líquida y vapor)

M= Peso Molecular

P= Parámetro adimensional, característico de cada componente puro.

g.- Saturación de fluidos (Sf):

La fracción del espacio poroso ocupado por el agua se denomina “saturación de agua” o Sw, la fracción restante, contentiva de petróleo o gas, se denomina “saturación de hidrocarburo” o Sh, como uno es el complemento del otro, entonces Sh= (1-Sw).

La resistividad de una roca parcialmente saturada de agua (Rt), depende no sólo del valor de Sw, sino también de su distribución en el interior del espacio poroso. La distribución de las dos fases (agua o hidrocarburo) dentro de la roca, depende de la humectabilidad de la misma, de la dirección en que fue establecida 8drenaje o imbibición) y del tipo de porosidad (ya sea intergranular, cavernosa o ambas. Matemáticamente, dichas saturaciones serán:

h.- Número VISCAP:

el nombre significa: VIS: Fuerzas Viscosas y CAP: Fuerzas Capilares.

la idea es comparar la fuerzas viscosas y las fuerzas capilares, para derivar un numero adimensional.

Fuerzas Viscosas, FV:

1. De la ecuación de Darcy:

2. Así ΔP es función de

3. Suponiendo Δp como gradiente, L se elimina.

4. para un medio poroso, k es constante.

5. Por definición, q/A es v, la velocidad de flujo.

Luego, las fuerzas viscosas que actúan en un medio poroso pueden medirse por la cantidad υμ.

Fuerzas capilares Fc:

Las fuerzas capilares se miden por la tensión superficial o interfacial y el ángulo de contacto, ya que r se supone constante, puesto que k es constante.

luego, las fuerzas capilares que actúan en un medio poroso pueden medirse por la cantidad . La teoría VISCAP examina la razón de las fuerzas viscosas a fuerzas capilares.

Dimensiones:

Luego, la razón VISCAP, es un numero adimensional.

j.- Humectabilidad:

Es una propiedad importante debido a que afecta el comportamiento capilar y de desplazamiento de las rocas yacimiento, y se define como la habilidad de la fase de un fluido para adherirse preferencialmente a una superficie sólida en presencia de otra segunda fase inmiscible. Así, en el caso de yacimientos, la superficie sólida es la roca y los fluidos son el agua, petróleo y gas. Otro término sinónimo utilizado es el de Mojabilidad, denominándose fluido mojante o humectante al que presenta mayor tensión de adhesión con la roca yacimiento. La tensión de adhesión, At, expresada como una resultante de las fuerzas entre sólido-petróleo y sólido-agua, se define como:

Donde:

At= Tensión de adhesión, dinas/cms

σ= Tensión interfacial, dinas/cms

θ= Angulo de contacto agua-solido-petróleo

k.- Tortuosidad:

Obviamente, los poros interconectados que en la roca representan los canales de flujo de los fluidos en el yacimiento (gas, petróleo, agua), no son tubos capilares rectos ni tampoco tienen pared lisa. Sin embargo, como los poros si existen y la presencia de las interfases origina presiones capilares que afectan los procesos de desplazamiento de las sustancias, entonces se define tortuosidad como el indicador de la desviación que exhibe el sistema físico real de poros respecto a un sistema equivalente de tubos capilares. La tortuosidad se expresa mediante la relación:

En la que La es la longitud real del trayecto del flujo y L la longitud de la muestra de la roca.

l.- Factor volumétrico de formación del petróleo (Bo):

Este parámetro representa el volumen y las condiciones de presión y temperatura originales del barril de petróleo en el yacimiento. Luego cuando ese mismo barril de petróleo llega a la superficie significa que su volumen

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