1. Edad de la Tierra.
Aproximadamente 4,54 mil millones de años.
Diámetro de la Tierra.
Nivel ecuatorial mide 12.756,8 kilómetros.
Nivel Polar la tierra mide 12.713,5 kilómetros.
Permeabilidad y porosidad de las rocas que tienen petróleo.
La porosidad es el porcentaje de espacios porales en un material. Las rocas que son buenas para
albergar petróleo, gas o agua tienen aproximadamente un 15% de porosidad.
La máxima porosidad que puede esperarse teóricamente de esferas empaquetadas unassobre
otras en el ordenamiento cúbico simple es del 48%.
Las rocas más porosas son las arenas bien seleccionadas, con granos redondeados de tamaño
similar. El petróleo, el gas y el agua se acumulan en los poros de las rocas y no se encuentran
formando lagos subterráneos. Para que las rocas resulten útiles como reservorios, sus poros
deben estar interconectados, de modo de permitir el flujo del fluido a través de ellas. El grado de
interconexión se denomina “porosidad efectiva”.
La porosidad es el porcentaje de espacios libres en un volumen de roca, mientras que la
permeabilidad es una medida de la facilidad con que los fluidos atraviesan sus poros.
CAP (Contacto agua petróleo)
Esto ocurre en el tope de la zona de transición donde la condición de la fase mojante pasa de
continua a no continua. La fase no mojante se pone en contacto con la superficie sólida.
2. Saturaciones de agua y de petróleo
La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen
poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido.
Dónde:
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:
Dónde:
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:
3. - Núcleos tomados en pozos perforados.
- Cálculos a partir de la presión capilar.
- Cálculo a partir de registros eléctricos.
La saturación de agua connata se correlaciona con la permeabilidad, con el área superficial y con el
tamaño de los poros. A mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la
saturación de agua connata.
Saturación residual de una fase
La saturación residual de una fase, generalmente expresada como Sxr, donde x corresponde a la
fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de dicha fase que queda en el yacimiento
en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento.
Saturación crítica de una fase
La saturación crítica de una fase, generalmente expresada como Sxc, donde x corresponde a la
fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la mínima saturación requerida para que una fase
pueda moverse en el yacimiento, es decir, corresponde a la máxima saturación a la cual la
permeabilidad relativa de dicha fase es cero.
Compresibilidad de la roca, petróleo y agua.
Compresibilidad (c) es una propiedad a la cual los fluidos disminuyen su volumen al ser sometidos
a una presión o compresión determinada manteniendo constantes otros parámetros.
Compresibilidad de la roca
La compresibilidad de la roca al igual que la de los fluidos es un mecanismo de expulsión de
hidrocarburos. Al comenzar la explotación de un yacimiento y caer la presión se expande la roca y
los fluidos. La expansión de la roca causa una disminución del espacio poroso interconectado. La
expansión de los fluidos tiende a contrarrestar el vaciamiento ocurrido por la producción de
fluidos que a su vez causó la caída de presión. Ambos efectos van en la misma dirección, la cual es
expulsar fluidos del espacio poroso interconectado. Este mecanismo de expulsión es
especialmente importante en la producción de yacimientos subsaturados sin empuje de agua
hasta que la presión baja hasta la presión de saturación. De hecho, en el caso de la
4. compresibilidad es la única fuente de energía de producción. En el caso de la formación se definen
tres tipos de compresibilidades:
a) Compresibilidad de los Poros (Cp)
b) Compresibilidad de la Matriz (Cr)
c) Compresibilidad Total de la Roca (Cb)
Cuando se extrae fluido de una roca receptora, la presión interna cambia, aumentando la presión
diferencial entre esta presión interna y la presión externa de sobrecarga que permanece
constante. Esto trae como consecuencia el desarrollo de diferentes esfuerzos en la roca dando
como resultado un cambio en la parte sólida, en los poros y por consiguiente en la roca total.
Desde el punto de vista de ingeniería de yacimientos, el cambio principal es el sufrido por los
poros. El cambio en el volumen total es importante en áreas donde ocurre fenómeno de
subsidencia, tal como sucede en Lagunillas y Tía Juana en la costa oriental del Lago de Maracaibo.
La relación entre Cp, Cb y Cr con la porosidad viene dada por la siguiente ecuación:
Cb = PHI Cp + (1-PHI)Cr
Según estudios realizados, Cr es independiente de la presión entre 0 y 20.000 lpc, por lo tanto,
para propósitos prácticos puede considerarse Cr igual a cero, quedando la ecuación de la forma:
Cb = PHI Cp
Compresibilidad del petróleo (Co)
Se define como el cambio de la variación del volumen en cada unidad volumétrica por cambio
unitario en presión, se calcula mediante la siguiente ecuación:
Dónde:
Co = compresibilidad del petróleo
= pendiente negativa, el signo negativo convierte la compresibilidad en un número positivo.
Compresibilidad del agua (Cw)
La compresibilidad de agua de formación contribuye en algunos casos a la producción de
yacimientos volumétricos por encima del punto de burbuja, además, contribuye a la intrusión de
agua en yacimientos de empuje hidrostático.
LIA (Límite inferior de arena)
El volumen de un grano de arena de cuarzo, de un diámetro de 0,06 mm (el límite inferior), es 2,51
× 10–10 m3 con una masa de 6,66 × 10-4 g (0,67 mg). En el límite superior, el volumen y la masa
de un grano de arena con diámetro de 2,10 mm son 8,80 × 10-9 m3 y 2,33 × 10-2 g (23 mg).
Altura de Quito
Aproximadamente 2800 msnm
