INTRODUCCIONLa porosidad y la permeabilidad representan unas de las variables ms importantes de la industria petrolera ya que a travs de ellas se puede estimar la cantidad de hidrocarburos que se podr recuperar de un yacimiento de la forma ms rentable posible.La porosidad representa el espacio vaco entre granos que se encuentren o no interconectados y pueden estar ocupado por fluidos. Existen diferentes tipos de porosidad pero la ms importante en la industria es la porosidad efectiva ya que est asociada con los granos interconectados.En el laboratorio se realizara un experimento con muestras de roca tipo arena consolidada con el porosimetro de RUSKA con la finalidad de determinar la porosidad absoluta de cada muestra. Posterior a esto, se analizaran diferentes muestras de arenas para conocer la porosidad efectiva y la configuracin del tamao de granos que posee cada una de ellas.Posteriormente se estudiara la permeabilidad ya que representa la facilidad con la que un fluido se mueve a travs de un medio poroso. Es de vital importancia manejar con gran exactitud todos los trminos relacionados con la permeabilidad ya que a travs del estudio de la permeabilidad de la formacin se puede conocer en el campo petrolero la tasa a la cual se producir el fluido del yacimiento. Para conocerla se llevara a cabo el anlisis de las tres muestras previamente seleccionas en el clculo de porosidad, a travs del permemetro de RUSKA a gas y a lquido; con la finalidad de calcular la permeabilidad absoluta de cada muestra y conocer la capacidad de flujo en cada una de ellas.El objetivo de estos experimentos es tener un conocimiento prctico del clculo de estas propiedades de la roca y como pueden influir en el yacimiento de hidrocarburos a la hora de su produccin.

FUNDAMENTOS TERICOSYacimientoEs una unidad geolgica de volumen limitado, porosa y permeable que contiene hidrocarburo en estado lquido y/o gaseoso. Los cinco elementos bsicos que deben estar presentes para tener un yacimiento de hidrocarburo son: Fuente Camino Migratorio Trampa Porosidad PermeabilidadCuando ocurre la migracin secundaria del petrleo a la roca almacn el agua contenida en este es desplazada por el petrleo y solo una pequea porcin de ella queda atrapada. En cualquier punto de un yacimiento siempre se encontrara agua y petrleo.Caractersticas fundamentales de los yacimientos Ser subterrneo Ser poroso, es decir, poseer un volumen vacio dentro de su unidad fsica. Ser permeable, es decir, que ese espacio vaco est conectado entre s para que pueda existir movimiento de los fluidos contenidos en el. Contiene fluidos, los cuales son hidrocarburos (gas y7o petrleo) y agua Es el volumen limitado Posee energa que permite la movilizacin de los fluidos contenidos.PorosidadDesde el punto de vista de ingeniera de yacimientos, la porosidad describe el espacio en la roca no ocupado por algn mineral o material solido, lo que permite el almacenamiento de los fluidos.La porosidad es una fraccin que vara entre 0 y 1, aunque puede representarse en porcentaje; sin embargo, cuando se utiliza en las ecuaciones se expresa como una fraccin. La proporcin de los espacios porosos de la roca depende del tamao y empaquetamiento de los granos que la forman. As, la porosidad es mayor en los sedimentos no consolidados (arena, grava) que en aquellos sometidos a litificacin (areniscas, conglomerados), ya que la conversin de los sedimentos en roca sedimentaria origina la perdida de la porosidad como consecuencia de la compactacin (espacios destruidos debido a que los granos se aprietan entre s) y la cementacin (espacios llenos de material cementante para que los granos se junten).

Tipos de PorosidadLa porosidad de una roca yacimiento puede clasificarse de dos formas:1. Segn la comunicacin de poros.2. Segn el origen de la porosidadLa primera clasificacin tiene que ver con el aislamiento que experimentan algunos poros cuando se forma la roca, proceso conocido como litificacin. Esto es, a medida que se fueron depositando los sedimentos y las rocas se fueron formando, algunos de los espacios vacios quedaron aislados de los otros debido a la excesiva cementacin, mientras que otros quedaron interconectados. En las rocas gneas y metamrficas, por ejemplo, este espacio es pequeo debido a que el proceso de cristalizacin domina el contacto de entrelazamiento de los granos. En contraste, en las rocas sedimentarias, las partculas se van depositando discretamente, en un ambiente suave, quedando abundantes espacios vacios entre los granos. Segn la comunicacin de los poros se distinguen tres tipos de porosidades: Porosidad Absoluta: se define como la razn entre el espacio poroso total en la roca y el volumen bruto. Porosidad Efectiva: se define como el porcentaje del espacio poroso que se encuentra interconectado con respecto al volumen total de la roca.

La porosidad efectiva es la que se mide con la mayora de los porosimetros, y es en realidad la que interesa para las estimaciones de petrleo y gas en sitio, ya que solo los volmenes de hidrocarburos almacenados en los poros interconectados pueden ser extrados parcialmente del yacimiento. En la mayora de los yacimientos la porosidad vara lateral y verticalmente y se encuentra en un rango del 5% al 20%.

Un yacimiento que posea una porosidad menor del 5% no se considera comercial, a menos que posea otros factores que la compensen, entre otros: fracturas, fisuras o grandes espacios vacios.

Como se dijo antes, la porosidad tambin puede clasificarse de acuerdo con el origen y el tiempo en que se depositaron los estratos: porosidad primaria o intergranular y porosidad inducida o vugular

Porosidad primaria o intergranularEste tipo de porosidad, tambin conocida como porosidad original, es la que se desarrollo al mismo tiempo que los sedimentos se depositaron, y est conformada por los espacios vacios que quedan entre los granos y los fragmentos minerales despus que se acumulan los sedimentos. Las rocas sedimentarias que presentan este tipo de porosidad son las areniscas detrticas y las calizas oolticasPorosidad inducida o vugularTambin conocida como porosidad secundaria es la que se formo por un proceso geolgico posterior a cuando se deposito el material. Puede clasificarse a su vez en: Porosidad formada por la accin de lixiviacin (proceso de arrastre por el agua de lluvia de las materias solubles desde los horizontes superiores de un suelo a horizontes ms profundos) de las aguas subterrneas. Porosidad por Fractura: la originada en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo. Porosidad por dolomitizacion: sustitucin molecular de calcio por magnesio en las calizas, es decir, las calizas se transforman en dolomas que son ms porosas.Factores que afectan la porosidad Tipo de empaqueEl incremento de la presin de confinamiento hace que los granos pobremente clasificados y angulares muestren un cambio progresivo de empaquetamiento aleatorio a un empaque ms cerrado, reduciendo con ello la porosidad. Para apreciar los mximos valores de porosidad en arenas no consolidadas, varias autores han determinado la porosidad para sistemas ideales con granos perfectamente esfricos y de igual dimetro, entre los cuales se pueden sealar los siguientes: Cubico: 47,6% Rombohedral: 25,96% Ortorrombico: 39,54% Tetragonal esferoidal: 30,19%

Material CementanteLa cementacin es el agente que tiene mayor efecto sobre la porosidad original y afecta el tamao, forma y continuidad de los canales porosos. El material cementante uno los granos entre si y est compuesto principalmente por slice, carbonato de calcio y arcilla. A medida que aumenta la cantidad de material cementante, la porosidad disminuye debido a que este material se aloja en los espacios disponibles para la acumulacin de fluidos. Geometra y Distribucin de granosSe debe a la uniformidad o clasificacin de los granos. Dicha clasificacin depende, a su vez, de la distribucin del tamao del material, tipo de depositacin, caractersticas actuales y duracin del proceso sedimentario. Cuando los granos son ms redondeados proporcionan ms homogeneidad al sistema y por ende la porosidad ser mayor. Los materiales naturales que estn presentes en una arena poseen una gran variedad en su tamao y que no solamente en el empaque, sino la angularidad y la distribucin del tamao de las partculas afecta la porosidad. Como valores reales de porosidad se pueden indicar los siguientes: Areniscas: Entre 10 y 40%, dependiendo de la naturaleza del cemento y su estado de consolidacin. Calizas: Entre 5 y 25%. Arcillas: Entre 20 y 45%, dependiendo del origen y de la profundidad. Presencia de partculas finasLa arcilla como material cementante no causa endurecimiento de las arenas, sino que hace a las rocas bastante friables. De hecho, el cemento de arcilla se deposita generalmente al mismo tiempo que los granos de arena y se adhiere a estos, de manera que aun despus de haberse depositado existe una porosidad considerable. Presin de las capas suprayacentes y confinantes

Este factor afecta de tres maneras la porosidad: A medida que la presin de las capas suprayacentes aumenta, la formacin se comprime y los granos de las rocas reducen su empaquetamiento, lo cual causa la disminucin correspondiente de porosidad. Debido a la produccin de los yacimientos, la presin confinante en la formacin disminuye y ocurre un movimiento hacia debajo de la superficie de la tierra respecto al nivel del mar, conocido como subsidencia. A medida que la profundidad aumenta, la porosidad tiende a disminuir. Figura 5.12 presentada por Hall.Mtodos para determinar la porosidad. Mtodo directo: Consiste en la medicin del volumen de una muestra porosa y entonces de alguna manera destruye los huecos y mide solamente el slido. Este mtodo requiere la utilizacin del porosimetro de Helio.

Mtodo ptico: La porosidad de una muestra es igual a la porosidad areal. La porosidad areal es determinada por secciones pulidas de la muestra. Es frecuentemente necesario impregnar los poros con algn material como: cera, plstico o algn otro material para hacer los poros ms visibles y as distinguirlos entre poros interconectados o no interconectados. Este mtodo debido a que poros pequeos a lo largo de poros grandes son difciles de cuantificar y pueden arrojar errores.

Mtodos de imbibicin: Se basa en sumergir un medio poroso completamente en un fluido humectante en vaco durante suficiente tiempo para causar que el fluido humectante penetre en todos los poros. La muestra es pesada antes y despus de la imbibicin. Estos dos pesos con la densidad del fluido permiten la determinacin del volumen poroso.

Mtodo de inyeccin de mercurio: El volumen de la muestra es determinado por la inmersin de la muestra en mercurio. Despus de evacuar la muestra la presin hidrosttica del mercurio es la cmara conteniendo la muestra y el mercurio, se incrementa a altos niveles. Como efecto a esto el mercurio penetrar en el espacio poroso y debido a que la presin es suficientemente alta, el mercurio entrar en poros pequeos.

Mtodo de expansin del gas: Permite medir la porosidad efectiva, donde el volumen de la muestra es medido por separado. La misma es encerrada en un contenedor de volumen conocido, bajo presin de gas conocida y conectado con un contenedor evacuado de volumen conocido.

Mtodo de densidad: Depende en la determinacin de la densidad de muestra y la densidad del slido en la muestra. Desde que la masa de un medio poroso reside enteramente en la matriz slida.

La permeabilidad: Es la facilidad con la que un fluido se mueve a travs de un medio poroso sin alterar drsticamente la estructura interna del mismo. Un ensayo de permeabilidad consiste en inducir un flujo conociendo las condiciones de borde y la cantidad de flujo. El coeficiente de permeabilidad se puede determinar en laboratorio, en campo o a partir de la curva granulomtrica. As mismo existe una diversidad de criterios para hallar el valor de K.Se fundamenta que un material es permeable si permite el paso de una cantidad determinada de fluido a travs de l en un tiempo pertinente, en caso de ser impermeable implica que la cantidad de fluido presente es despreciable.La velocidad con la que el fluido se desplaza para atravesar el material depende de 3 factores esenciales:

La porosidad del material. La densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura. La presin en la que se ve sometido el fluido.

Es importante acotar que para que un material sea permeable tambin debe ser poroso, es decir, debe estar conformado por espacios vacos o poros que le permitan absorber el fluido. Aunque estos espacios vacos deben estar interconectados para que el fluido pueda desplazarse; esto implica un camino migratorio que le permita pasar a travs del material.

Los suelos y rocas en general tienen una permeabilidad media o cierto grado de permeabilidad, considerando al flujo del fluido por medio de los poros vacos, discontinuidades o fisuras como laminar, es decir, un flujo no turbulento. La representacin para un flujo promedio en condiciones de permeabilidad media es expresada por la ley de Darcy.

La ley de Darcy enuncia que la velocidad de un fluido homogneo en un medio es proporcional al gradiente de presin e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido, la constante de proporcionalidad K es la permeabilidad. No obstante, la teora se enfoque ms al comportamiento del fluido dentro del medio poroso; donde este menciona que el medio poroso tiene la permeabilidad de un Darcy cuando un fluido de una sola fase con una viscosidad de 1cp y que satura a este medio, fluye a travs de l bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de 1cc por segundo, por un rea transversal de 1 por 1cm de longitud y bajo un diferencial de presin de 1atm.

Para validar la ecuacin de Darcy experimentalmente se tienen las siguientes consideraciones:

Un sistema de fluido monofsico y homogneo. No hay reaccin entre el fluido y la roca. El flujo debe ser laminar.

Se comprob que la ley de Darcy no es vlida para el nmero de Reynolds mayores a 1. Hasta ahora en aplicaciones en la parte prctica el flujo generalmente es laminar.Cuando ocurre el proceso de sedimentacin y litificacin, algunos de los espacios porosos inicialmente desarrollados comienzan a aislarse de otros por varios procesos diagenticos y catagneticos, tales como la cementacin y la compactacin. Esto implica que existirn poros interconectados entre s, pero tambin estarn los que no se encuentran en ese estado, es decir, estn aislados. De acuerdo a la conexin entre los poros se clasifican en:

Permeabilidad absoluta (): Es la que ocurre cuando existe una sola fase que satura el 100% del medio poroso.

Permeabilidad efectiva (): Es la que ocurre cuando existe ms de una fase en el medio poroso. La permeabilidad efectiva a un fluido dado siempre ser menor a la permeabilidad absoluta, el nico caso donde esta es igual a la absoluta es cuando la saturacin de un fluido dado es 100%.

Permeabilidad relativa (): Es la relacin entre la permeabilidad efectiva de un fluido y la absoluta.

Tambin se puede definir con respecto a un fluido cuando ms de uno est presente, y su valor se expresa en fraccin de la permeabilidad absoluta (permeabilidad a 100% de saturacin por un solo fluido). Es importante acotar que de acuerdo al origen geolgico existen otras permeabilidades como lo son:

Permeabilidad primaria: Conocida como permeabilidad matriz, la cual se origina al tiempo de la deposicin y litificacin de las capas sedimentarias.

Permeabilidad secundaria: Resulta de la alteracin de la roca matriz por compactacin, cementacin, fracturamiento y solucin.Hay diversas variables que se toman en consideracin para el clculo de la permeabilidad en el laboratorio, estas son: Saturacin: A medida que aumenta la saturacin de una fase incrementa la permeabilidad relativa de esta hasta alcanzar un valor mximo a la saturacin mxima de dicha fase.

Geometra de los poros: la geometra de los poros tiene un fuerte efecto sobre la curva de permeabilidad relativa, incluyendo factores tales como punto de cruce (Kro=Krw) y saturacin de agua inicial.

Grado de consolidacin: En arenas consolidadas, para una misma saturacin del petrleo, la permeabilidad relativa al petrleo es menor en comparacin con una arena no consolidada, mientras que para el gas es mayor. Humectabilidad: Tiene un gran efecto sobre la permeabilidad relativa. A medida que un ncleo se hace ms humectado por petrleo la permeabilidad relativa al agua incrementa y la permeabilidad relativa al petrleo decrece.

Histresis: las caractersticas de las curvas de permeabilidad son dependientes a la direccin en que vara la saturacin de los fluidos, es decir, por aumento o por disminucin de la fase humectante. Las permeabilidades relativas son esenciales en la descripcin del flujo multifsico en la ingeniera de yacimientos.

Los factores que afectan la permeabilidad son los siguientes:

Reacciones entre los lquidos y el yacimiento: A pesar de que el agua se le considera como un lquido no reactivo, la presencia de arcillas expansivas en muchos yacimientos causa que ella se convierta en el lquido reactivo que ms frecuente se presenta en relacin con la permeabilidad. Es importante acotar que la inyeccin de agua fresca en un yacimiento conduce a la reduccin de la permeabilidad, especialmente si hay arcilla en existencia aunque sea en pequeas cantidades.

La orientacin del flujo: La permeabilidad vertical es normalmente inferior que la horizontal, por lo menos en un medio desprovisto de fisuras verticales, esto se debe a la orientacin de la disposicin de los sedimentos. Dao a la formacin: Es la alteracin de la permeabilidad debido a todas las actividades realizadas durante la perforacin, cementacin o completacin de pozo.

Efecto Klinkenberg: Se pudo deducir que todos los gases sea cual sea su composicin a presiones altas y temperaturas bajas tienden a comportarse como lquidos

Existen varios mtodos para determinar la permeabilidad: Mtodos directos: Se hacen a travs de muestras de formacin (ncleos) y haciendo uso de la ley de Darcy. Las medidas de permeabilidad obtenidos son absoluta, ya que, se hace fluir un solo fluido a travs de las muestras de ncleos, este fluido puede ser un lquido o un gas. La determinacin de la permeabilidad involucra la medida de una tasa de flujo de un fluido de viscosidad conocida a travs de una muestra (ncleo) de forma determinada bajo un diferencial de presin medida.

Utilizando gases: Las mejores medidas de la permeabilidad, al igual que las otras propiedades de la roca porosa, se hacen con ncleos de arena consolidada, cortados del yacimiento mismo en la perforacin del pozo. De estos ncleos se extraen posteriormente pequeos tapones cilndricos (formas geomtricas regulares), los cuales son previamente preparados (limpieza, secado) para las posteriores pruebas. Posteriormente se hace fluir a travs de l, en sistemas preparados al respecto, aire o nitrgeno generalmente, efectundose la medida de los correspondientes parmetros que permitan aplicar la ley de Darcy y as determinar la permeabilidad. En el caso de los gases los valores de permeabilidad deben ser ajustados al equivalente de permeabilidad de lquidos por el mtodo de Klinkenberg. Esta correccin no es grande y usualmente es despreciable.

Utilizando Lquidos: La permeabilidad absoluta de un ncleo se determina haciendo fluir a travs de l un lquido de viscosidad conocida cuando est saturado 100% de ese lquido. A travs del ncleo seco puede hacerse fluir aire, o cualquier otro lquido (petrleo o agua) siempre que el ncleo est saturado del mismo lquido. El agua no se usa de ordinario para hallar permeabilidad pues puede causar hinchazn de las partculas de arcilla en el ncleo y por ende reducir la permeabilidad. La permeabilidad se calcula con la ley de Darcy.

Permemetro de Ruska: Sirve para realizar medidas de permeabilidad absoluta de secciones de ncleos consolidadas, forzando un gas de viscosidad conocida a travs de una muestra de seccin y longitud conocidas.

Permemetro de carga constante: Sirve para determinar permeabilidades en suelo de alta permeabilidad; tales como arenas y gravas. Requiere una gran caudal de agua para obtener resultados precisos.

Permemetro de carga variable: Sirve para determinar los suelos de mediana a baja permeabilidad; tales como limo y arcillas.

Mtodos indirectos: Cuando no se dispone de ncleos para medir la permeabilidad, sta se puede determinar mediante correlaciones o mtodos indirectos como los siguientes:

Correlaciones de permeabilidad en funcin de porosidad para determinado tipo de roca.

Correlaciones relativas a medidas en presin capilar demuestran como la permeabilidad puede deducirse de la forma de las curvas de presin capilar.

La permeabilidad promedio de la arena puede determinarse de pruebas de flujo y de restauracin de presin en los pozos.

Algunas veces la permeabilidad puede estimarse de correlaciones empricas segn perfiles elctricos de resistividad y porosidad.

TABLAS DE DATOS Porosidad (Practica 1) Tabla 1: Experiencia 1. Datos obtenidos del porosimetro de RUSKA.Nro. De muestraMuestra 1Muestra 2Muestra 3

VF14,7614,7513,27

VF110,7510,7310,26

VF211,4718,7616,90

VT5,128,266,65

Tabla 2: Experiencia 1. Datos para el clculo de la porosidad absoluta.DatosMuestra 1Muestra 2Muestra 3

Fp (BY)1,671,671,81

Vg (BY)5,496,693,89

Tabla 3: Experiencia 2. Datos para el clculo de la porosidad efectivaMuestraArenaGravaRoca Sello NaturalRoca Sello Artificial

Varena75ml75ml75ml75ml

Vagua50ml50ml50ml50ml

Vagua res23ml24ml34ml30ml

Vsaturar27ml26ml16ml20ml

Permeabilidad (Practica 2)Tabla 4: Experiencia 1. Datos obtenidos del permemetro a gasMuestra123

Longitud (cm)1,41,71,3

Dimetro (cm)2,52,52,5

Temperatura (C)242424

MedidorPequeo (mm)Medio (mm)Medio (mm)

0,5 atm98107

0,55 atm102115

0,6 atm108

0,65 atm114

0,7 atm120

1 atm90

Tabla 5: Experiencia 1. Datos para el clculo de la permeabilidad.DatosMuestra 1Muestra 2Muestra 3

(cp)0,018050,018050,01805

Q (cm3/seg)0,41a) 7,2b) 7,4c) 8,2d) 8,8e) 9,4

a) 8b) 8,8

A (cm2)6,6257,3756,375

P (atm)1a) 0,5b) 0,05

a) 0,5b) 0,05

Tabla 6: Experiencia 2. Datos obtenidos del permemetro a lquidoTiempo (seg)191

Presin (atm)1

Temperatura (C)24

Tabla 7: Experiencia 2. Datos para el clculo de la permeabilidadDatosMuestra 3

(cp)0,01805

Q (cm3/seg)0,05

A (cm2)20,01

P (atm)1

TABLA DE RESULTADOSPorosidad (Practica 1)Tabla 1: Experiencia 1. Porosidad absoluta de las muestras analizadas en el porosimetro de RUSKAResultadosMuestra 1Muestra 2Muestra 3

(%)7,2318,8921,95

Tabla 2: Experiencia 2. Porosidad efectiva de las muestras analizadas en los beakersMuestraArenaGravaRoca Sello NaturalRoca Sello Artificial

(%)3634,6721,3326,67

Permeabilidad (Practica 2)Tabla 3: Experiencia 1. Permeabilidad promedio de las muestras sometidas al permemetro a gasResultadosMuestra 1Muestra 2Muestra 3

Kp (D)4,98x10-40,180,12

Tabla 4: Experiencia 2. Permeabilidad de la muestra sometida al permemetro a lquidoResultadoMuestra 3

Kp (D)5,86x10-5

MUESTRA DE CLCULOPorosidad (Practica 1)Experiencia 1Formulas a utilizar para el clculo de la porosidad absoluta:

Muestra N1

NOTA: Esta serie de clculos se repiten para las dems muestras, cuyos valores estn reflejados en la tabla de resultados N1.

Experiencia 2Formulas para el clculo de la porosidad efectiva:

Beaker 1

NOTA: Esta serie de clculos se repiten para las dems muestras, cuyos valores estn reflejados en la tabla de resultados N2.

Permeabilidad (Practica 2)Experiencia 1Formulas a utilizar para el clculo de la permeabilidad promedio:

Muestra N1

Muestra N2

NOTA: Esta serie de clculos se repiten para Kb, Kc, Kd y Ke, utilizando los respectivos valores de las tasas mostrados en la tabla de datos N5. Igualmente se utilizara P = 0,05 para obtener los siguientes valores Kb=0,20D; Kc=0,22D; Kd=0,23D; Ke=0,25D.

Muestra N3

NOTA: Esta serie de clculos se repiten para Kb, utilizando el respectivo valor de la tasa mostrado en la tabla de resultados N5 y de igual forma se utiliza P = 0,05 para obtener el siguiente valor Kb=0,21D.

Experiencia 2Formulas a utilizar para el clculo de la permeabilidad:

Muestra N3

Discusin de resultados

En la primera prctica de laboratorio se estudi la porosidad de las rocas y en la primera experiencia de dicha prctica se analizaron tres muestras de ncleo con el porosimetro universal de RUSKA, para obtener una serie de datos y as poder calcular la porosidad absoluta.Aunque las tres muestras utilizadas en las diferentes experiencias realizadas en el laboratorio eran del mismo tipo de roca (arena consolidad) los resultados arrojaron diferentes porosidades (1=7,23% 2=18,89% 3=21,95%). Esta variacin puede deberse a que cada una de las muestras, posea una seleccin diferente de granos y por ende la porosidad vari. Otro factor que pudo haber influido en los resultados en dicha prctica, fue la manipulacin incorrecta del porosmetro de RUSKA; ya que cuando se analizaba una de las muestras, se movi el volante muy rpido y el mercurio se derram; todo esto aunado a que en algunos casos se aproximaron los datos tomados del porosmetro y por ende los resultados no dieron tan similares como se esperaba.Para la segunda experiencia, se tomaron cuatro beakers y cada uno se llen con un tipo de arena diferente. El primer beaker se llen con arena, el segundo se llen con grava, el tercero con una mezcla de arena y grava, y el cuarto se llen con arena, grava y arcilla sinttica. Posteriormente dichos beakers se saturaron con agua. El primer y el segundo beaker se saturaron 100% sin ningn problema. Por el contrario los beakers que contenan las mezclas de arenas, no se lograron saturar por completo. El tercer beaker contena una arcilla natural y el ltimo contena una arcilla artificial y esto fue lo que provoco que no se lograran saturar al 100% como las muestras anteriores. Todo esto se realiz con la finalidad de calcular la porosidad efectiva en las diferentes muestras de roca.Al realizar los clculos se pudo observar que el beaker que solo contena arena obtuvo la mayor porosidad efectiva (1=36%). Esto se debe a que en la arena se encuentran ms poros interconectados en comparacin con la muestra que estaba mezclada con la arcilla sinttica. Esta arcilla el entrar en contacto con el agua, se hincho y provoco una disminucin del tamao de los poros y por ende disminuye la porosidad (3=21,33%).En la segunda prctica se analiz la permeabilidad de las rocas. En la primera experiencia de esta prctica se analizaron las mismas muestras utilizadas en la primera experiencia de la prctica anterior. Esto con la finalidad de obtener una relacin entre las porosidades obtenidas y la permeabilidad de estas.En esa primera experiencia dichas muestras fueron sometidas a un anlisis en el permemetro de RUSKA a gas. En este anlisis se obtuvo que la muestra tres necesit menos presin para ser saturada totalmente con el gas y esta fue la seleccionada para ser utilizada en la segunda experiencia.En la segunda experiencia la muestra fue analizada en el permemetro de RUSKA a lquido. Se pudo observar que el agua pasaba muy lento y se not que su permeabilidad no era tan alta como se esperaba. Al realizar los clculos se observ que en realidad la muestra que tena la mayor permeabilidad era la muestra dos, con una permeabilidad de 0,18 D. Por su parte la muestra 3 que se sospechaba que tena una alta permeabilidad, obtuvo una permeabilidad promedio de 0,12 D.Al tomar en cuenta los resultados obtenidos en ambas practicas se pudo notar que aunque la muestra tres tena una alta porosidad (3=21,95%), no era tan permeable como se esperaba. Al realizar los clculos de la permeabilidad en la segunda prctica, se pudo notar que esta misma muestra obtuvo una permeabilidad de 0,12 D, en comparacin con la muestra dos que obtuvo la mayor permeabilidad (0,18D). Quizs la porosidad que obtuvo la muestra tres, fue alta en comparacin con las otras muestras pero al someterla a las pruebas de permeabilidad se pudo notar que estos poros no estaban interconectados, pues al estudiar la muestra en el permemetro a lquido, el agua fluyo muy lentamente. Arturo VsquezCI: 21.392.171

En la experiencia 1 se realiz la determinacin de la porosidad absoluta por medio del Porosmetro de Ruska donde este nos permite obtener los parmetros pertinentes de volumen en CC necesarios para calcular la misma. Tambin se hace referencia que este procedimiento se lleva a cabo con 3 muestras de una formacin rocosa.

Se logr percibir la variacin del volumen de las 3 muestras a pesar que a simple vista se pueden mirar semejantes en cuanto a dimensiones; apoyando esta argumentacin estn los siguientes resultados: para la muestra 1 se tiene un volumen total igual a 5,12cc, muestra 2 un volumen total igual a 8,26cc y por ltimo se tiene el volumen de la muestra 3 que es igual a 6,65cc. Es importante detallar un descenso en cuanto a estas cantidades a pesar de haberse realizado a las mismas condiciones.

Este margen de diferencia trae como consecuencia la variacin de la porosidad segn cada muestra, a continuacin se podr ver los resultados para verificar lo antes mencionado: , , , los valores dan a entender que no necesariamente porosidad es buena en las muestras 2 y 3 ya que el clculo obtenido representa la porosidad absoluta que toma en cuenta los granos que estn o no interconectados, sabiendo esto independientemente del el porcentaje de granos interconectados la porosidad es pobre en la muestra 1. Esto se debe tal vez a que la roca presente una seleccin de granos heterogenia y por ende los tres ncleos seleccionados de la roca presenten volumen de granos distintos y por consiguiente porosidades variables. Tambin un factor que pudo influir es el margen de error al momento de realizar los procedimientos experimentales, por ejemplo, el manejo inadecuado de los equipos que trae como consecuencia una lectura equivocada del volumen de la muestra.

Para la experiencia 2 se realizo el clculo de la porosidad efectiva con 4 beakers de 75 ml con diferentes tipos de arena, que permiti observar cul de estas posee una mayor comunicacin entre granos. El experimento consista en saturar cada uno de los beakers con 75ml de agua para obtener y comparar la porosidad efectiva de cada una de ellos. Entre estas arenas estudiadas se encontraban una muestra de arena de grano fino la cual se saturo completamente con aproximadamente 27 ml de agua, quedando un volumen residual de 23 ml. La porosidad que arrojo la muestra 1 fue 36% lo que representa una porosidad efectiva muy buena, esto es debido a que la arena es de grano fino y por ende la comunicacin entre poros y los espacios entre granos son mucho ms grande y permite el almacenamiento de una mayor cantidad de fluidos. Seguidamente, en el beakers numero 2 una muestra de arena de tipo grava, se observo tambin que se saturo completamente pero con aproximadamente 26ml de agua, la porosidad que arrojo la segunda muestra fue de 34,67%; la porosidad disminuyo un poco debido a que los granos son ms gruesos y por ende los espacios entre ellos y su comunicacin disminuyen. Analizando nada ms estas dos muestra se puede concluir que la porosidad es proporcional al tamao de granos, y su valor descender mientras ms gruesos sean los granos que componen la rocaLos beaker 3 y 4 eran muestras de selecciones heterogeneas. La muestra 3 posea una roca sello natural, y no se saturo completamente con agua, aproximadamente el volumen saturado de agua fue de 16 ml, lo que produjo una reduccin de la porosidad notablemente en relacin con las muestras ya estudiadas. La porosidad que arrojo la muestra 3 fue de 21.33%. Esto es debido a que la muestra es de seleccin heterognea y por ende se ralentiza el proceso de saturacin de fluido por la presencia de granos finos y gruesos. Adems a esto la presencia de una roca sello, que es una roca que no permite la migracin de fluido, hace que la saturacin de fluido sea mucho menor. Y por ltimo la muestra 4 que posee una roca sello artificial, su estudio arrojo un aumento en la porosidad a 26.67%, ya que el volumen de saturacin de agua fue 20 ml, esto se debe a la presencia de roca artificial conocida como Bentonita que acta como roca sello pero su permeabilidad es relativamente mayor en comparacin a la roca sello natural. En la segunda prctica tiene como objetivo el anlisis de la permeabilidad de las rocas. Se utilizaron para el estudio de la permeabilidad la misma 3 muestras seleccionadas en el experimento 1 de la prctica anterior, con el objetivo de relacionar la porosidad y la permeabilidad en el almacenamiento y flujo de fluidos y discutir sus resultados.En el primer experimento dichas muestras fueron sometidas a un anlisis en el permemetro de RUSKA a gas que permite el clculo de la permeabilidad absoluta haciendo pasar un gas, en este caso aire, por dichas muestras. En este anlisis se obtuvo que la que la muestra 3 necesit menos presin para ser saturada totalmente con el gas y la que mas necesito presin fue la muestra 1, estos resultados son lgicos ya que en el estudio de la porosidad, la muestra 1 fue la que tenia menor porosidad y la muestra 3 era la que tenia mayor porosidad de las 3.Se selecciono la muestra 3 ya que fue la ms permeable, y antes de ser sometida a la experiencia 2, se coloco en un matraz y mediante un compresor se le extrajo todo el aire hasta que esta se encontrara al vacio, luego se abri una vlvula llena de agua para saturar la muestra con liquido.En el segundo experimento se someti a la muestra en el permemetro de RUSKA a lquido. Se observo que un volumen de agua de 10 cc paso en un tiempo de 191 segundos por lo que se concluyo que la permeabilidad no resultaba ser tan alta en proporcin a la porosidad. Posteriormente una vez finalizada la prctica, se realizaron los clculos pertinentes y se observ que la muestra 2 posea una permeabilidad 0,18D y resulto ser la que posea una permeabilidad ms alta. Analizando los resultados de ambas practicas se noto que no necesariamente tener una alta porosidad absoluta te permite tener una alta permeabilidad, como se observo en la muestra 3 que resulto ser la ms porosa pero muy poco permeable. A diferencia de la muestra 2 que tambin presento una alta porosidad pero menor a la muestra 3, pero resulto ser ms permeable. Esto se debe quizs a que la muestra 2 posea una mayor intercomunicacin de poros que las otras 2 muestras seleccionadas, es decir su porosidad efectiva es mayor.Juan ZamoraCI 23.468.094

Conclusiones1. La arcilla al entrar en contacto con el agua disminuye la porosidad efectiva.2. La heterogeneidad de las rocas en los estratos afecta la porosidad.3. La muestra tres obtuvo el mayor valor de porosidad absoluta.4. Las muestras arrojaron buenas porosidades pero su permeabilidad es muy baja.5. El arreglo y redondez de los granos afecta en el flujo de fluidos y por ende afecta la permeabilidad.6. la segunda muestra analizada obtuvo el mximo valor de permeabilidad promedio de la experiencia 1.Arturo VsquezCI: 21.392.171

1. La porosidad de una roca depende de la distribucin y el tamao de los granos que la componen.

2. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y no tener conductividad de fluidos debido a la carencia de interconexin entre poros.

3. Se confirmo que la porosidad efectiva es la que en realidad importa para el ingeniero de petrleo ya que solo el volumen almacenado en los poros interconectados pueden ser extrados.

4. No necesariamente una roca que sea muy porosa posee una alta permeabilidad, sino depende fundamentalmente de la interconexin de granos.

5. La muestra 3 opuso mayor resistencia al flujo de liquido en relacin a cuando fue saturada por gas.

6. Se puede concluir que la permeabilidad del gas ser mayor que la permeabilidad del lquido, debido a que un gas posee mayor facilidad al flujo y ocupa siempre la totalidad del volumen en el cual est contenidoJuan ZamoraC.I 23.468.094

Recomendaciones1. Los porosmetro y permemetros deben ser utilizados con mucho cuidado para as obtener los resultados ms precisos.2. Deberan ponerse en uso los otros porosmetro y permemetros que se encuentran en el laboratorio y as se agilizaran las prcticas.3. Mejorar la iluminacin del laboratorio ayudara a optimizar la obtencin de los datos en los equipos que se estn utilizando.4. Seguir al pie de la letra los procedimientos experimentales para as no tener problemas a la hora de la realizacin de las prcticas. Arturo VsquezCI: 21.392.171

1. Tener conocimientos previos sobre los reactivos y materiales que estn en el laboratorio.

2. Al momento de ejecutar las experiencias distribuirse el trabajo en caso de estar conformado un equipo.

3. Adaptar bien el porta ncleos al permemetro a gas ruska, para que no haya fugas.

4. Golpear cuidadosamente el manmetro mientras se ajusta a presin.Juan ZamoraC.I 23.468.094

BIBLIOGRAFIA

1. BRUZUAL, Gregorio J. CARACTERIZACIN FSICA DE LOS YACIMIENTOS. Primera Edicin, 2007.

2. ESCOBAR, F. Fundamentos de la ingeniera de yacimientos. Universidad surcolombiana. Nieva-Colombia

3. PARIS DE FERRER, magdalena. Fundamentos de la ingeniera de yacimientos. Universidad surcolombiana. Nieva-Colombia

4. MANUCCI, Jess E. CARACTERIZACIN FSICA DE YACIMIENTOS. Tecnopetrol de Venezuela, Ingenieros Consultores.