PRACTICA N° 2PREPARACION DE MUESTRAS

ADRIANA ALEJANDRA VASQUEZ CABRERA COD. 200875851ANDRES FERNANDO PERALTA COD. 2008275448

JORGE ANDRES TOVAR COD. 2008275444CRISTIAN ESPARZA ORTIZ COD. 2008277538

SUBGRUPO 11PRESENTADO EN LA ASIGNATURA: ANALISIS DE NUCLEOS

CODIGO: GRUPO: 02INGENIERO RICARDO PARRA PINZON

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANAFACULTAD DE INGENIERIA

PROGRAMA INGENIERIA DE PETROLEOSNEIVA, MARZO 10 DE 2011

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TABLA DE CONTENIDO

PAG.

1. OBJETIVOS…………………………………………………………….…3

2. ELEMENTOS TEORICOS…………………………………………….…4

3. PROCEDIMIENTO……………………………………………………….11

4. TABLA DE DATOS………………………………………………………12

5. MUESTRA DE CÁLCULO………………………………………………13

6. TABLA DE RESULTADOS…………………………………………...…14

7. ANALISIS DE RESULTADOS……………………………………….….15

8. FUENTES DE ERROR ………………………………………………….16

9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ………………………...17

10.CUESTIONARIO…………………………………………………………18

11.BIBLIOGRAFIA

12.ANEXOS

Diagrama de Stiff

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1. OBJETIVOS

Objetivos Generales

Obtener las muestras y tapones apropiados para ser utilizados en la determinación de las propiedades petrofísicas.

Reconocer los mecanismos y los equipos de corazonamiento.

Objetivos específicos

Realizar las mediciones de diámetro, peso seco y longitud a las muestras correspondientes.

Obtener el NaCl equivalente del agua de formación, con los dos métodos conocidos, Dunlap y Schlumberger.

Calcular propiedades del agua de formación tales como resistividad, compresibilidad, densidad, y viscosidad.

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2. ELEMENTOS TEORICOS

2.1. CORAZONAMIENTO

En un programa de corazonamiento se pasa por una fase de exploración de fuentes alternas de información- pruebas de pozos. Registro de sucesos, núcleos anteriores y muestras o núcleos de paredes laterales.

El tamaño de la perforación, el ángulo de perforación, temperatura presión y tipo de roca influirán en la selección de las herramientas de corazonamiento.

El objetivo de cada operación de corazonamiento es recolectar información que resulte en una producción más eficiente de crudo y gas.

a) Objetivos geológicos1. Información litológica

Tipo de roca Ambiente deposicional Tipo de poros Mineralogía/ geoquímica

2. Mapas geológicos3. Orientación de fracturas

b) Ingenieria petrofísica y de yacimientos.1. Información de permeabilidad

Correlación de porosidad y permeabilidad Permeabilidad relativa

2. Datos de presión capilar3. Datos para refinar los cálculos en los registros de sucesos

Propiedades eléctricas Densidad de granos

2.2. EQUIPOS PARA CORAZONAMIENTO

Los equipos de corazonamiento están diseñados para recuperar muestras de roca desde la profundidad de la tierra para estudios geológicos y de ingeniería. Las herramientas hacen un excelente trabajo de recuperar material para núcleos, y se han desarrollado equipos especializados para colectar fluidos en yacimientos y hasta encerrar la presión de fondo.

Los sistemas de corazonamiento consisten de un sacanúcleo interior suspendido de un montaje giratorio dentro de un sacanúcleo exterior conectado a la cadena del taladro. Se conecta una barrena cortanúcleos al fondo del

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cilindro exterior y se adapta un colector de muestras en el fondo del cilindro interior. Se bombea el fluido para perforación por la cadena del taladro, a través del montaje giratorio, por la corona circular entre los cilindro interior y exterior, y sale por la broca del taladro.

2.3. SISTEMAS CONVENCIONALES DE CORAZONAMIENTO

2.3.1 Sacanúcleos Convencional: El tamaño de la perforación, el ángulo de perforación, fuerza de la roca, y litología controlarán el diámetro y la longitud del núcleo que puede ser cortado en un solo recorrido. La selección final de un sistema particular dependerá de la formación, ubicación, y los objetivos del programa de corazonamiento.

2.3.2 Sacanúcleos Convencionales Reforzados: Se han desarrollado herramientas de corazonamiento especiales para trabajo pesado para trabajar en formaciones más duras que las normales, y cortar núcleos de longitud extendida. Los hilos reforzados permiten que se aplique más par de torsión en la broca, y mejora el margen de seguridad contra fallas en las herramientas. Estas herramientas son especialmente atractivas en situaciones donde el tiempo de montaje es el gasto más grande de corazonamiento. Se utilizan los sistemas de corazonamiento reforzados para mejor ventaja cuando se extraen muestras de longitudes más largas de formaciones homogéneas o cuando se anticipan cargas de par de torsión más altas que las normales.

2.3.3 Forros de los Sacanúcleos: El uso de un forro en un cilindro interior de acero tiene dos funciones principales: mejorar la calidad del núcleo soportando el material de núcleo físicamente durante su manejo y servir como un sistema de preservación de núcleos. Se han usado plásticos PVC y ABS, fibra de vidrio, y aluminio como forros de cilindro interiores. Los forros se deslizan en un cilindro interior convencional y son agarrados por el montaje del colector de muestras y fricción. Los forros son apropiados a menudo cuando se hace corazonamiento en formaciones no consolidadas o fracturadas, cuando se corta roca dura en lugares remotos y mar adentro y cuando se requiere una preservación de núcleos inmediata. La desventaja de los forros de sacanúcleos es que ellos reducen el diámetro efectivo del cilindro interior por aproximadamente 0.5 pulgadas.

2.3.4 Cilindros Interiores Desechables: Los cilindros interiores desechables sirven para los mismos propósitos generales que los forros. Estos mejoran la calidad del núcleo soportando el material de núcleo físicamente durante el manejo y sirven como sistema de preservación de núcleos. Además, el diámetro exterior del núcleo no es reducido, como sería el caso con un forro de cilindro interior. Existen cilindros interiores desechables de aluminio, fibra de vidrio, y acero dulce, y son fabricados de varios tamaños para adaptarse a la mayoría de los sistemas convencionales de corazonamiento. Además, el cilindro interior de fibra de vidrio tiene un bajo coeficiente de fricción que

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permite que el núcleo se deslice más fácilmente en el sacanúcleos, reduciendo el riesgo de atascamiento.

2.4 SISTEMAS ESPECIALES DE CORAZONAMIENTO

2.4.2 Corazonamiento de Presión Retenida

Los sacanúcleos de presión retenida son diseñados para recoger núcleos mantenidos en condiciones de presión de yacimiento, obtener datos de saturación de crudo y capturar gases de yacimientos.Es especialmente útil para estudiar la viabilidad de proyectos de recobro mejorado y para calcular el contenido de metano en carbón.

2.4.3 Sistema de Corazonamiento Forrado con Esponja Desarrollado para mejorar la precisión de los datos de saturación de crudo basados en núcleos. Un sistema de sondaje de esponja no atrapa los gases de un yacimiento. En lugar de esto, el sistema atrapa el crudo expulsado cuando se saca el núcleo a la superficie. La información de saturación es muy útil cuando se evalúan los proyectos mejorados de recobro de crudo.

Es menos costoso para operar que un sistema de corazonamiento de presión retenida, mientras ofrece una oportunidad para mejorar la precisión de los datos de saturación de crudo basados en los núcleos.

2.4.4 Sistemas de Corazonamiento de Cierre Completo

Fueron desarrollados para mejorar el recobro de formaciones no consolidadas; utilizan forros para sacanúcleos o cilindros interiores desechables, y un sistema especial de colección de muestras para recobrar las rocas dificultosas.La tecnología de cierre completo permite al cilindro interior deslizarse suavemente por encima del núcleo blando con un mínimo de perturbación, y luego sellar el núcleo dentro del sacanúcleos. El diámetro interior liso y la ausencia de un colector de muestras expuesto pueden resultar en núcleos perdidos si se levanta la herramienta del fondo antes de activar al colector de muestras de cierre completo.

2.4.5 Sacanúcleos de Manga de Caucho

Fue el primer sistema desarrollado para mejorar las posibilidades de recobrar arenas no consolidadas, conglomerados, y formaciones duras fracturadas. El sacanúcleos de manga de caucho es único porque la parte superior del cilindro interior no se mueve con respecto al núcleo durante el corazonameinto. El cilindro exterior es perforado alrededor de una columna de roca que es encerrada progresivamente en una manga de caucho. La manga de caucho es más pequeña que el diámetro del núcleo. Esta se estira ajustadamente alrededor del núcleo, envolviéndolo firmemente y protegiendo de la fricción del fluido para perforación. El núcleo es soportado por la manga de caucho, así ayudando en el recobro de las formaciones blandas que no soportarían su propio peso.

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No se recomienda la herramienta para uso en perforaciones de más de 45 grados de inclinación. Además, el corazonamiento debe pararse aproximadamente cada dos pies para permitir el reinicio de la herramienta.

2.4.6 Sacanúcleos Recobrable Wireline

Las herramientas de corazonamiento recobrable son operacionalmente similares a los sistemas convencionales de corazonamiento excepto que están diseñados para sacar el cilindro interior a la superficie por wireline. Esto acelera la operación de corazonamiento eliminando la necesidad de interrumpir toda la cadena del taladro para cada núcleo. Se bombea una nueva sección de cilindro interior por la cadena del taladro y esta es asegurada en su lugar para el corazonamiento adicional, o un tapón de taladro es bombeado para facilitar la perforación más adelante.

Las herramientas de corazonamiento recobrable son por lo general más pequeñas y más livianas que los sistemas convencionales de corazonamiento. Los diámetros de núcleos son limitados porque todo el montaje del cilindro interior debe pasar por la cadena del taladro.

2.5 CORAZONAMIENTO DE PAREDES LATERALES WIRELINE

Desarrollados para obtener muestras de núcleos de un pozo después de que este haya sido perforado y registrado, y antes de pasar el entubado. Estas herramientas pueden ubicarse en zonas de interés utilizando datos de los registros gamma o de potencial espontáneo como guías. Las muestras ofrecen pequeñas partes de material de formaciones, adecuados para estudios geológicos y de ingeniería.

2.5.2 Corazonamiento de Percusión de Paredes Laterales

Estas herramientas disparan balas cilíndricas huecas y recobrables en la pared de una perforación sin entubado. La herramienta (pistola) es bajada a la profundidad deseada en un wireline, y luego es disparada por impulsos eléctricos controlados desde la superficie. Las balas permanecen conectadas a la pistola por medio de alambres, y el movimiento de la pistola saca las balas, que contienen las muestras, de la pared de la perforación.

Las ventajas del corazonamiento de percusión de paredes laterales son velocidad, bajo costo, y la capacidad de sacar muestras en zonas de interés después de correr registros en perforaciones abiertas. La desventaja es que la bala usualmente altera la formación, fracturando la roca mas dura o comprimiendo los sedimentos más blandos. Esto reduce el valor cuantitativo de los datos de análisis de los núcleos de paredes laterales. El recobro por percusión de núcleos de paredes laterales tiende a ser bajo en roca muy dura o fracturada, y en arenas muy permeables sin consolidar.

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2.5.3 Corazonamiento de Paredes Laterales por Perforación

Diseñada para recobrar muestras de núcleos en paredes laterales wireline sin el impacto destructivo del sistema de percusión. Apropiada para roca dura-a-friable, la herramienta utiliza un taladro con punta de diamante para cortar muestras individuales.

Una ventaja es que este produce muestras de roca dura adecuadas para el análisis cuantitativo de núcleos. Una de las desventajas es que es mas costoso que el corazonamiento de percusión en paredes laterales en cuanto a costos por el tiempo de instalación, y el recobro de muestras tiende a ser bajo en formaciones no consolidadas.

2.5.4 Sistemas de Corazonamiento de Paredes Laterales

Nuevos sistemas de corazonamiento de paredes laterales están entrando en el mercado, principalmente porque están diseñados para adquirir una muestra de núcleos más grande y más continua de un pozo perforado y registrado que lo posible con las herramientas existentes para el corazonamiento de paredes laterales y por la adquisición de muestras de núcleos de alta calidad y bajo costo.

El primer sistema es similar al sacanúcleos convencional solo que un brazo integral empuja el sacanúcleos contra un costado del pozo. El segundo sistema utiliza un mango de látigo removible para guiar un sacanúcleos convencional en la formación.

2.6 BROCAS PARA CORAZONAMIENTO

La dureza (fuerza compresiva), abrasividad, y variabilidad de las rocas a sondear tendrá la influencia más grande sobre la selección de cortadores. Las pautas generales sugieren el uso de cortadores más pequeños, más resistentes a impactos entre más duras sean las formaciones.

2.6.1. Brocas de Diamantes Naturales

Se utilizan brocas de taladro de diamante natural cuando la formación es demasiado dura (alta resistencia compresiva) y/o abrasiva para otro tipo de elementos cortadores. Se pueden montar diamantes naturales grandes en una matriz de carburo de tungsteno, o se pueden dispersar recortes finos de diamantes en una matriz para formar lo que se llama una broca impregnada de diamantes. Las brocas impregnadas de diamantes naturales son para aplicaciones en formaciones ultra-duras.

2.6.2 Cortadores Compactos de Diamantes Policristalinos (PDC)

Son materiales de diamantes artificiales que consisten de una capa de arenilla de diamantes del tamaño de un micrón sinterizada y adherida a espigas de

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carburo de tungsteno. Las brocas PDC se utilizan para corazonar formaciones que varían de muy blandas a medio duras, aunque son susceptibles a daños por impacto, y por lo tanto no son recomendados para formaciones muy duras, altamente fracturadas, o de cuarzos.

2.6.3. Diamantes Térmicamente Estables (PTE)

Es un material de diamantes artificiales. La diferencia principal en el material PTE es que tiene un margen más alto de estabilidad térmica debido al filtrado del catalizador metálico utilizado en el proceso de sinterización de fabricación. Estos cortadores son apropiados para formaciones considerados por lo general demasiado duras y/o abrasivas para los cortadores CDP. Estos no son recomendados para formaciones blandas.

2.6.4. Brocas de Conos Giratorios

Utiliza cuatro conos giratorios montados con piezas insertadas de carburo de tungsteno o cortadores de diente triangular para propósitos de corazonamiento. Los cortadores en los conos giran y se incrustan en el fondo del pozo y rompen la formación en compresión con una acción cinceladora. Debido a la lenta acción cortadora y la cantidad de partes móviles, el uso de las brocas de taladro de conos giratorios no es común.

2.7 CARACTERISTICAS DE AGUAS DE FORMACIÓN.

El agua de formación no está constituida por una sola materia. Sus propiedades fisicoquímicas varían bastante según la posición geográfica del campo. La formación geológica con la cual el agua de formación ha estado en contacto por miles de años dando un tipo de producto de hidrocarburo especifico, así como las propiedades del agua de producción y su volumen pueden variar hasta en los diferentes sitios de un mismo embalse.

2.8 COMPONENTES PRINCIPALES DE LAS AGUAS DE FORMACIÓN.

El conocer los componentes específicos de las aguas de producción es necesario para regular y para seleccionar las diferentes operaciones como la recuperación secundaria. El agua y el petróleo son los componentes de las aguas de producción que deben recibir la mayor atención tanto en las operaciones en tierra como en las aguas costeras, donde interesa en especial el contenido de sal (expresado como salinidad), la conductividad, esto es uno de los problemas principales en las operaciones petroleras en tierra.

Además debemos añadir las partículas que se encuentran en diferentes estados físicos como: soluciones, suspensiones y emulsiones.

A mas de sus componentes naturales, las aguas de formación producidas en laIndustria petrolera puede también contener agua subterránea o agua de arena

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(Generalmente llamada agua de formación “de la fuente”), inyectado para mantener las presiones en el embalse, así como diversos sólidos y bacterias. Las aguas de Producción son más salinas que las aguas subterráneas ya que estas pueden incluir aditivos químicos utilizados en perforación y producción.Al igual que las substancias químicas de depósito de incrustaciones, las bacterias potencialmente perjudiciales indudablemente han estado presentes en las aguas producidas y de inyección desde los comienzos de la industria. Sin embargo, las bacterias no fueron reconocidas como problema potencial hasta la década de los 50.

Entonces se reconocieron dos aéreas de problemas significativos, y ambas podrían ser serias. Muchas aguas acarreaban lo que se clasifica como bacterias formadoras de lama. Bajo una amplia variedad de condiciones ambientales del agua, estas bacterias pueden multiplicarse rápidamente y constituir un grave problema de obstrucción en los pozos inyección de agua.

El tratamiento por inyección de aguas producidas en campos petroleros, es unaPráctica común desde hace mucho tiempo por las empresas petroleras alrededor del mundo e inclusive es utilizada como un método de recuperación secundaria. Los pozos de inyección para proteger el medio ambiente, deben inyectar las aguas debajo de niveles de aguas subterráneas que se usen o potencialmente usables, así mismo el pozo debe estar completamente sellado por encima del punto de inyección de agua producida. Es factible convertir pozos de producción abandonados en pozos de inyección de agua, con el siguiente ahorro de perforación de nuevos pozos.

Con las técnicas y métodos realizaran el análisis de agua de manera rutinaria en el laboratorio. Ello permite efectuar mediciones extremadamente exactas de la muestra que se tome. Desafortunadamente, ciertas propiedades del agua pueden cambiar en forma muy rápida después del muestreo, siendo los más usuales pH, temperatura, contenido de gas disuelto, sólidos suspendidos, aceite en agua y población bacteriana.

Muchas de las propiedades que son de principal importancia pueden, por lo tanto, ser determinadas únicamente, a través de mediciones en el emplazamiento (en el campo).

Es por esta razón que un análisis completo comprende tanto mediciones de laboratorio como de campo.

El agua es el principal producto residual de la industria del petróleo y gas durante la vida de todos los pozos productores. El agua que produce conjuntamente con el aceite es conocido como "salmuera", "agua salada", "agua producida", etc. cada día deben manipularse miles de barriles de agua.El agua de producción contiene sales disueltas, sólidos en suspensión, metales pesados e hidrocarburos dispersos y disueltos en el agua producida.

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4. PROCEDIMIENTO

Preparar el fluido de perforacion e instalar el sistema de refrigeracion

Seleccionar el tipo de broca y ajustarla

Adecuar el porta nucleos, dependiendo del corte de los

tapones segun sea longitudinal o transversal.

Abrir la valvula del fluido refirgerante y encender el motor.

Con la manija desplazar lentamente el nucleo hasta la broca.

Perforar a velocidad baja y constante, hasta la profundidad

deseada.

Retirar el nucleo; apagar el equipo y cerrar la valvula de fluido

refrigerante y extraer el tapon..

A los tapones extraidos pulir los bordes usando el disco cortador , la platina y el porta tapon respectivo

Pulir las caras del tapón con la piedra esmeril.

Tomar tres medidas de longitud y diametro respectivamente y promediar para sacar el valor

representativo.

Marcar cada tapón y registrar los datos basicos como : pozo, campo, formación, profundidad, orientacion

respecto al yacimiento.

Preservar los tapones en los cartuchos plásticos, marcador con

los datos necesarios.

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5. TABLA DE DATOS

5.1. MEDIDAS DE LA MUESTRA

N° de la muestra = 148Peso seco =

Longitud (cm)6.356.356.35

Diámetro (cm)3.383.38

3.375

5.2. La concentración de iones disueltos en el agua de producción del pozo D-27 a la profundidad superior de 5400 ft, parte superior del intervalo productor es:

Catión ppm Anión ppmSodio 7620 Cloro 9101Calcio 742 Sulfato 233

Magnesio 216 Carbonato 468

Hierro 5,8Bicarbonat

o 589

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6. MUESTRA DE CALCULOS

6.1. Densidad del agua, ρw:

Se utiliza el método de Dunlap:

Catión Ppm Fd Fd*ppm mg/L Fc me/LSodio 7620 1 7620 7713,41 0,0435 335,53Calcio 742 0,95 704,9 713,54 0,0499 35,6

Magnesio 216 2 432 437,296 0,0822 35,95Hierro 5,8 1 5,8 5,8711 0,0358 0,21

Anión ppm Fd Fd*ppm mg/L Fc me/LCloro 9101 1 9101 9212,569 0,0282 259,79

Sulfato 233 0,5 116,5 117,928 0,0208 2,45Carbonato 468 1,26 589,68 596,909 0,0333 19,88Bicarbonat

o589 0,27 159,03 160,979 0,0164 2,64

18728,91

NaCl-eq

Se realiza la siguiente relación para determinar el % de NaCl:

10000 ppm→1%

18728,91 ppm→1,872891%

Se calcula la densidad del agua ρW:

ρW=(62,368+0,438603 (1,872891 )+1,60074∗10−3 (1,872891 )2 )

ρW=63,195lbmPC

∗1,6018∗10−2

grcclbmPC

=1,012259gr

cm3

Muestra de cálculo de mg/L para el Sodio:

mgL

=(7620 ppm )∗(1,012259 gr

cm3 )Sodio=7713,41mg

L

Calculo de me/L:

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meL

=mgL

∗Fc

7. TABLA DE RESULTADOS

N ° de lamuestra 148Diametro promedio 3.38cmLongitud promedio 6.35cm

Peso seco 153,94 grAgua de

formaciónMétodo ppm mg/L

NaCl eqDunlap 18728,91 18960,53

Schlumberger 18271,9 18498,47

Rsw 11,073PCS /BS

Cw 3,5204∗10−6 psi−1

µw 0,3238cp

°G2,115

° F100 ft

mgsalDunlap 717734,18mg

Schlumberger 700243,30mg

PrecioDunlap $1108,899

Schlumberger $1081,875

Rw

Ty= 198°F Rw (198 ° F)=0,115(Ω−m)

Ts= 90°F Rw (90° F )=0,243(Ω−m)

Tlab= 80°F Rw (80° F )=0,3(Ω−metro)

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8. ANALISIS RESULTADOS

La relación gas en solución-agua representa la solubilidad del gas, ya que el agua de formación presenta sales disueltas tiene características de salmuera, por lo que el Rsw difiere con respecto a la solubilidad en agua pura, siendo así que entre mayor sea el contenido de sales menor será la solubilidad del gas; además un aumento en la gravedad especifica del gas también influye en su solubilidad en el agua disminuyéndola.

La compresibilidad describe el cambio fraccional del volumen del agua cuando varia la presión a temperatura constante, esta propiedad varía de acuerdo a la presión y temperatura, la solubilidad del gas en el agua como se mencionó anteriormente es afectada por la salinidad, asi un aumento en la presión, provoca disminución en la compresibilidad del agua, y un aumento en la temperatura induce un aumento en la compresibilidad.

El efecto del gas en solución agua, influye directamente sobre la compresibilidad, ya que a mayor solubilidad del gas será mayor la disminución en el volumen del agua en superficie.

La viscosidad es afectada directamente por el contenido de sales, siendo así que a mayor concentración mayor será la viscosidad del agua, que a su vez es afectada también por variación de la presión , ya que su aumento produce un aumento en la viscosidad a temperatura constante, si se aumenta la temperatura disminuye la viscosidad del agua.

Según los resultados de la resistividad, la resistividad de la roca es relativamente media a pequeña, lo que nos indica esto es que tiene buena conductividad, la cual depende principlamente de la concentración de sales en el agua de formación. Los resultados obtenidos son coherentes puesto que a una concentración constante una vez medida su resistividad a diferentes temperaturas, ésta aumenta con el descenso de la temperatura.

Por la poca precisión del instrumento de medición se puede tener un error al momento de dimensionar el núcleo, para esto se hacen tres medidas consecutivas y se promedian para obtener un valor representativo.

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Al aproximar las cifras decimales de las propiedades calculadas posiblemente se obtiene un desfase con relación a las propiedades reales del yacimiento.

Los errores humanos están presentes en todas las lecturas y mediciones que se realizan como también en los cálculos efectuados.

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9. FUENTES DE ERROR

En la realización de la práctica se presentan errores que pueden alterar los resultados obtenidos y por ello afectan parcialmente el análisis entre estos encontramos varios de tipo humano como:

A la hora de realizar la extracción del tapón se puedo haber presentado una mala posición de las muestras en la cortadora de núcleos para su corte, lo cual hace que el tapón obtenido no sea totalmente regular esto se puede identificar si una muestra no presenta similares longitudes ni diámetros.

Mediante el uso de graficas es necesario una gran precisión y al realizar las lecturas de las diferentes gráficas como en la de resistividad, el ojo humano no tiene la suficiente exactitud ya que la escala no es lo suficientemente amplia para mirar los valores afectando de esta manera los resultados obtenidos.

Se presentan algunos errores debido a la falta precisión del instrumento con que fueron tomadas las medidas del diámetro y la longitud del tapón, como la de los equipos con los que se determinó la concentración iónica del agua de cada yacimiento.

Los datos de los factores multiplicadores estimados para calcular la composición equivalente del NaCl del agua de yacimiento, son leídos de un gráfico que posee una escala muy grande que dificulta la toma de un valor exacto y además queda supeditado a la apreciación visual del lector.

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10.CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

El núcleo que se extrae en el corazonamiento permite conocer y estudiar las propiedades en el yacimiento como son resistividad, saturación, porosidad, presión capilar.

Enseguida de realizar el corte de los núcleos es importante utilizar el refrigerante, ya que este aparte de cumplir su función fundamental ayuda además a evitar la propagación de polvo y a lubricar el equipo.

El núcleo que se obtiene en el corazonamiento permite conocer, analizar y calcular las diferentes propiedades del fluido refrigerante, que en nuestro caso es el agua de formación. Esto es de gran importancia debido a que el refrigerante que se usa se elige según las propiedades de los fluidos de la roca, para obtener resultados acertados en los análisis del núcleo.

Conocer los equipos que conforman la sarta de corozonamiento, cuales son las más adecuadas dependiendo de la geometría del pozo.

Mediante la realización del diagrama de Stiff se pudo determinar el gráfico que identifica la composición del agua de la formación y se puede comparar con otros gráficos patrones para la toma de decisiones.

Recomendaciones

Se deben tener en cuenta sin omisión alguna, las normas de seguridad para la realización de esta prueba debido a que el equipo cortante puede ocasionar problemas al operador.

Para mayor precisión en el análisis del núcleo, el corte debe realizarse en la parte transversal del centro de la muestra del corazonamiento, para encontrar la mayor concentración de los fluidos de formación.

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11.CUESTIONARIO

11.1. Diligenciar el formato para el reporte de análisis de agua.

Se diligencio al final del informe, en los anexos.

11.2. Representar el diagrama de Stiff la concentración de los iones disueltos en el agua.

Se diligencio al final del informe, en los anexos.

11.3. Calcular la relación gas solución-agua RSW, coeficiente isotérmico de compresibilidad, CW, la viscosidad del agua a las condiciones iniciales.

Compresibilidad del agua, Cw:

Se utiliza la correlación de Mehan:

A=3,8546−0,000134 (2006+14,7 )=3,5838

B=−0,02052+4,77∗10−7 (2020,7 psia )=−0,556∗10−3

C=3,9267∗10−5−8,8∗10−10 (2020,7 psia )=3,7488∗10−5

C℘=3,5838+(−9,556∗10−3 ) (198 ° F )+5,7488∗10−5(198)2

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C℘=3,1614∗10−6 psi−1

Se corrige la compresibilidad por efectos de la solubilidad:

Cw=3,1614∗10−6 [1+0,0088 (11,073 ) ]=3,4695∗10−6 psi−1

Se corrige la compresibilidad por efectos de la salinidad:

Cw=3,4695∗10−6 {1+1,8728910,7 [−0,052+0,00027 (198 )−1,14∗10−6∗(198 )2+1,21∗10−9(198)3 ] }

Cw=3,5204∗10−6 psi−1

Viscosidad del agua, µw:

Se utiliza la correlación de Van Wingen:

μw=e[1,003−1,478∗10−2 (T )+1,982∗10−5(T )2]

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μw=e[1,003−1,478∗10−2 (198° F )+1,982∗10−5(198° F )2]

μw=0,3238 cp

Relación gas solución agua. Rsw:

Se utiliza la correlación de McCain

R sw=[ A+BP+C (P2 ) ]∗C sal

A=8,15839−6,12265∗10−2 (198 ° F )+1,91663∗10−4 (198 ° F )2−2,1654∗10−7(198 ° F )3

A=1,8686

B=1,01021∗10−2−7,4424∗10−5 (198 ° F )+3,05553∗10−7 (198 ° F )2−2,94883∗10−10(198 ° F)3

B=5,056∗10−3

C=[−9,02505+0,130237 (198 ° F )−8,53425∗10−4 (198 ° F )2+2,34122∗10−6 (198 ° F )3−2,37049∗10−9 (198 ° F )4 ]∗10−7

C=−21656∗10−7

C sal=10−0,0840655 (198 °F )−0,285854 (1,872891)

C sal=0,9886

R sw=[1,8686+(5,056∗10−3∗2020,7 psia)+(−2,1656∗10−7(2020,7)2)]∗0,9886R sw=11,073PCS /BS

11.4. Calcular la concentración en miligramos por litro de cloruro de sodio equivalente por el método de Dunlap y por el método de Schlumberger y elaborar los cálculos para preparar 10 galones de agua refrigerante (estimar costos):

Se tiene que a condiciones iniciales del yacimiento P = 2006 psig y T = 198°F.

Método de Dunlap:

Calculamos el cloruro de sodio equivalente:

NaClequivalente=Σ(ion∗Fdi)

Catión ppm Fd Fd*ppm mg/LSodio 7620 1 7620 7713,41Calcio 742 0,95 704,9 713,54Magnesio 216 2 432 437,296Hierro 5,8 1 5,8 5,8711

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Anión ppm Fd Fd*ppm mg/LCloro 9101 1 9101 9212,569Sulfato 233 0,5 116,5 117,928Carbonato 468 1,26 589,68 596,909Bicarbonato 589 0,27 159,03 160,979

18728,91NaClequivalente=18728,91 ppm

Se calcula la densidad de la salmuera con la correlación de Rowe (Fig-7.15 libro profesor Ricardo Parra)

ρ salmuera=(63,2 lbft3 )( 453,5924 gr1 lb )( 1 ft3

28316,85cm3 )ρ salmuera=1,0124

gr

cm3

Se calcula los miligramos por litro:

mgL

=(ppm )∗(ρws )

mgL

=(18728,91 ppm )∗(1,0124 gr

cm3 )mgL

=18960,53

NaCleq−Dunlap=18960,53mg /L

Método de Schlumberger:

Para este método se utiliza la tabla de valores de conversión para cada ion, después se multiplica por las partes por millón de cada ion presente y al final se hace la sumatoria de todos los productos:

Catión ppm Fd Fd*ppmSodio 7620 1 7620Calcio 742 0,95 704,9

Magnesio 216 1,1 237,6Hierro 5,8 1 5,8

Anión ppm Fd Fd*ppmCloro 9101 1 9101

Sulfato 233 0,95 221,35Carbonato 468 0,5 234

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Bicarbonato

589 0,25 147,25

18271,9

NaClequivalente = 18271,9 ppm

mgL

=18271,9 ppm∗1,0124 gr /cm3

mgL

=18498,47

NaCleq−Schlumberger=18498,47mg /L

Para preparar 10 galones de refrigerante con el método de Dunlap:

10 galones de agua destilada.

mgsal=18960,53mgL

∗3,785412 Lgal

∗10gal

mgsal=717734,18mg

Para preparar 10 galones de refrigerante con el método de Schlumberger:

10 galones de agua destilada.

mgsal=18498,47mgL

∗3,785412 Lgal

∗10 gal

mgsal=700243,30mg

ESTIMACIÓN DE COSTOS:

El costo se calcula basado en el valor de la sal industrial para salmueras que se comercializa en nuestro país, la siguiente es una cotización de la empresa multiservicios:

Mineral % min .PresenteCalcio 14

Fosforo 12Cloruro de sodio 25

Magnesio 1

El costo de la sal con las anteriores propiedades químicas tiene un costo de 1545 pesos por kilogramo, entonces:

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PrecioDunlap=717734,18

mg∗1kg1000000mg

∗$1545

1kg sal

PrecioDunlap=$1108,899

PrecioSchlumberger=700243,30

mg∗1kg1000000mg

∗$ 1545

1kg sal

PrecioSchlumberger=$ 1081,875

Es más económico preparar dicha salmuera con el método de Schlumberger.

11.5. Calcula el gradiente geotérmico:

Temperatura = 83°F (temperatura promedio área “El dificil”) Profundidad del punto medio, pozo D-27 = 72´ 36´ Profundidad del pozo = 5400 ft +36 ft = 5436 ft

°G=T y−T s

h=198−8354,36

=¿

°G=2,115 ° F100 ft

11.6. Calcular la resistividad del agua de formación a Ty y Ts:

Ty= 198°F

Ts= 90°F

NaCl eq=1,872891%

Ahora se utiliza la gráfica 7.19 del libro del profesor Ricardo Parra de ahí utilizando el equivalente del NaCl observamos la resistividad del agua a Ty y

Ts:

Rw (198 ° F)=0,115(Ω−m)

Rw (90° F )=0,243(Ω−m)

11.7. Presentar la información teorica de corazonamiento y de las pruebas especiales realizadas a los nucleos (ICP Y CORE LABORATORIES) y que otros refrigerantes son utilizados en la preparación de muestras.

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CORE LABORATORIES

Teniendo en cuenta la importancia que tiene la tecnología dentro de todos los procesos de la industria Petrolera, Donde quiera que usted opere, Core Laboratories tiene la tecnología y el personal capacitado para ayudarle a entender y manejar sus activos de reserva con la mayor ventaja. El laboratorio de núcleos (Core laboratorios) es un proveedor líder, de mejoramiento de la producción y la gestión de los servicios de depósito para la industria petrolera mundial.

 Estos servicios permiten a los clientes de la compañía optimizar el rendimiento de las reservas y maximizar la recuperación de hidrocarburos de sus campos de producción. 

La compañía tiene más de 70 oficinas en más de 50 países y se encuentra en cada provincia productora de petróleo más importante del mundo. La empresa ofrece sus servicios a los más importantes del mundo, nacional e independiente de las compañías petroleras.

PROCEDIMIENTO PARA PREPACION DEL NUCLEO:

Después de que el núcleo ha sido extraído del pozo con el equipo adecuado, las muestras de corazón son encapsuladas en tubos de acero y congeladas en hielo seco, siempre y cuando esta muestra no contenga arcillas, las muestras que tengan arcillas y que son poco consolidadas se preservan con resina en el anular hasta que lleguen al laboratorio.

Cuando las muestras ya están en el laboratorio se lleva cada capsula a una máquina de corte (imagen 1), a lo largo del núcleo se hacen dos cortes diametralmente opuestos a profundidad menor a la del tubo; se utiliza nitrógeno líquido en el punto de corte para asegurar la temperatura del tubo y el corazón.

Se separa el tubo en dos mitades y se retira la muestra.

Se examina visualmente la muestra

Se retira el gel depositado en los anulares, según sea el caso.

Los segmentos cortados de núcleo congelado se envuelven en plástico

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Todos los núcleos que llegan al laboratorio tienen un proceso previo a su análisis:

Corte y preparación de muestras

Cortes longitudinales. Estos cortes se realizan a un tercio del diámetro del núcleo. De este corte se obtienen rebanadas gruesas, de ellas se preparan láminas delgadas y superficies pulidas para llevar a cabo las observaciones en el microscopio petrográfico. La parte restante del núcleo (2/3) se pule para ser escaneada y emplearla para la descripción granulométrica, descripción megascópica y cuantificación de fracturas. Los recortes sobrantes de los cilindros completos y demás fragmentos se seleccionan para los estudios por difracción de rayos-X y microscopía electrónica.

EQUIPOS

Imagen 1: Cortadora para cortar el núcleo en 2 secciones

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Imagen 2: Cortadora para pulir los bordes de los tapones.

Imagen 3: Cortadora a base de Nitrógeno.

Imagen 4: Cilindro de nitrógeno.

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En este laboratorio se realiza el corte de los diferentes corazones, para extraer núcleos de diferentes tamaños, 1 pulgada, ½ pulgada y se pueden tomar todo tipo de tamaños ya que se puede graduar el diámetro del corte. En este laboratorio se empieza a realizar el proceso de limpieza de los núcleos, se les asigna un nombre relacionando el pozo y profundidad, de todos se lleva un registro digital para poder encontrar fácilmente el pozo que se desea analizar.

LABORATORIO DE PRUEBAS ESPECIALES

Aunque los datos sobre porosidad; permeabilidad y contenido de fluido son importantes, se requieren también pruebas especiales de núcleos para calcular con exactitud el petróleo original en sitio y permitir calcular la eficiencia de la extracción de petróleo por varios mecanismos de empuje.

Permeabilidad y porosidad con presión de sobrecarga.

Para obtener datos más representativos de porosidad que permitan cálculos más exactos del volumen de hidrocarburos en sitio y de permeabilidad, para comparar con pruebas de restauración de presiones para mejor modelado y seguimiento del yacimiento.

Actualmente Core Laboratorios cuenta con un equipo automatizado CMS-200 instrumento diseñado para medir porosidad y permeabilidad a presión de sobrecarga. Los núcleos en la superficie son liberados de la sobrecarga a la formación y permitan la expansión de la roca. El CMS-200 reaplica esta presión de confinamiento y tanto la porosidad como la permeabilidad se determinan automáticamente  a una presión mínima de confinamiento; se pueden programar 7 presiones adicionales por encima de ésta, las cuales no sólo nos permiten preceder la reducción de permeabilidad y porosidad a las condiciones iniciales de presión del yacimiento, sino durante la  depleción (disminución de su campo de gravitación) del yacimiento.

Los rasgos de presión se pueden utilizar en el equipo van desde 800 hasta 10000 lbs/pulg

Los datos que se obtienen en el CMS-200 son: porosidad, permeabilidad, factor de deslizamiento del gas y factor de turbulencia del gas.

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EQUIPO PARA MEDIR LA PRESION CAPILAR:

Presión Capilar:  

Estas mediciones se usan para conocer la distribución de saturación de agua en el yacimiento.

El uso principal de estos datos es la de correlacionar las saturaciones de agua con permeabilidad o porosidad y altura por encima del contacto agua-petróleo. Esta información es subsecuentemente utilizada para calcular los hidrocarburos en sitio.

Pruebas de presión Capilar.

Pueden hacerse dos tipos de prueba:

a.     Pruebas de presión capilar por drenaje tienden a duplicar la acumulación del petróleo en el yacimiento y se emplean para estimar las saturaciones iniciales de agua.

b.    Pruebas de presión capilar por imbibición se usan para predecir la extracción de petróleo por empuje de agua.

En la preparación de núcleo para hacer la prueba de presión capilar de drenaje, se extrae todo el fluido y la muestra se seca antes de saturarla con un fluido humectante bajo más alta presión. Para logara un contraste entre el fluido humectante y el no humectante, generalmente se emplea un líquido para la fase humectante y un gas para la no humectante.

Se han usado dos métodos para las pruebas de presión capilar La de drenaje y de centrifuga.

Pruebas de drenaje:  

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Se usa más porque el tiempo y el costo son mucho menores. Pueden simularse presiones capilares más altas.

Centrifugación:

Una centrífuga es una máquina que pone en rotación una muestra para poder separar sus fases (generalmente una fase sólida de una líquida) a través de la fuerza centrífuga que se genera. Hay diversos tipos de centrífugas, comúnmente para objetivos específicos.

Humectabilidad: Proporciona una indicación de la preferencia de la roca por agua o por petróleo. Esta presencia controla la distribución de fluidos en un yacimiento.

Las medidas de humectabilidad coadyuvan en la evaluación de resultados de estudios especiales en los planes de recuperación mejorada de petróleo.

Compresibilidad:

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Estos datos se utilizan para computar la reducción del volumen poroso durante la caída de presión de un yacimiento. Esta información es de vital importancia en yacimientos de petróleo.

Propiedad Eléctrica.

Estas medidas definen para una formación dada, los parámetros usados en el cálculo de porosidad y saturación de agua de los perfiles eléctricos. Estas propiedades refinan los cálculos de los perfiles y evitan el uso de los constantes, existentes en la literatura, los cuales han presentado suficiente desviaciones como para ser necesarias las medidas de receptividad para validar dichos valores.

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CONSERVACIÓN DE LAS MUESTRAS

RESERVA DE TOPONES:

Los tapones se toman con taladro, estos deben giran en las dos direcciones (en sentido horario y anti-horario) y los tapones no consolidados son mucho más difíciles de perforar, por esto hay que congelarlos para que tengan una mayor consolidación.

RESERVA DE MUESTRAS:

El área de almacenamiento se compone de varias secciones organizadas de acuerdo con las norma internacionales que garantiza la seguridad, confidencialidad y conservación de las muestras. Se tienen estantes de cerca de 10 metros de altura y un equipo de carga que permite el fácil alcance de las muestras.

11.8. Investigar sobre la litoteca nacional de Colombia, BERNARDO TABORDA ARANGO.

Cerca de Piedecuesta (Santander) existe la Litoteca Nacional “Bernardo Taborda Arango”, un gigantesco edificio ubicado en la sede del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP).Allí, en dos niveles y tres grandes bodegas están almacenadas más de 135.000 cajas que contienen rocas.

Historia

La Litoteca Nacional comenzó operaciones informales en 1988. Para esa fecha contaba con un área física de 50 metros cuadrados. En mayo 9 de 1997, Ecopetrol oficializó la inauguración de la Litoteca Nacional Bernardo Taborda Arango. Entregó al servicio de la industria petrolera una moderna área física de 2 mil 700 metros cuadrados, dotada de áreas de almacenamiento, procesamiento y consulta que alberga corazones, ripios y otras muestras de 4 mil 900 pozos explorados por Ecopetrol y sus asociados privados.

Función y administración

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La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) administra la Litoteca Nacional de Colombia, Centro de Información e Investigación en Ciencias de la Tierra, que administra y preserva las colecciones de muestras de roca del país.La entidad, que además promueve el estudio de las rocas, orientado a la exploración y aprovechamiento sostenible de los recursos minero-energéticos y a la investigación de los procesos geológicos naturales, es administrada actualmente por Ecopetrol.Así lo establece la Ley 1213 del 16 de julio de 2008, sancionada por el Presidente de la República, Álvaro Uribe Vélez.La norma establece además un plazo de seis meses, contados a partir de su expedición, para que se lleve a cabo la transferencia de la administración de la Litoteca Nacional, de Ecopetrol a la Agencia Nacional de Hidrocarburos.Las colecciones de la litoteca comprenden muestras de aproximadamente 4 mil 900 pozos petroleros, 257 perforaciones no petroleras y cerca de 60 mil muestras de afloramiento de las diferentes unidades del subsuelo colombiano.

11.9. Reportar el número de la muestra, peso seco y las medidas promedio de longitud y diámetro de la muestra asiganada por subgrupo, para las pruebas de porosidad y permeabilidad.

N ° de lamuestra=148

Diametro promedio=3.38

Longitud promedio=6.35cm

Peso seco=153,94 gr

11.10. Respuestas al cuestionario de la guía.

Determinar la resistividad del agua de formación a condiciones de laboratorio, por el método de Dunlap y por el método de Schlumberger

Temperatura promedio 80ºf

Método de Schlumberger NaClequivalente=¿18271,9 ppm @80ºf

Según la tabla que correlaciona la concentración y temperatura hallamos la resistividad:

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Rw=0,31Ω−metro

Método de DunlapNaClequivalente=18728,91 ppm @ 80 ºf

Rw=0,3Ω−metro

Si el agua de formación proviene de un pozo que tiene un gradiente geotérmico aproximado de G = 1.2°F/100ft; determinar la resistividad de la muestra.

Temperatura promedio del intervalo productor con el gradiente geotérmico:

Tf= (H∗∇G )+Tsup

Tf=5436 ft∗( 1.2° F100 ft )+80Tf=154,232 ° F

De acuerdo a la siguiente ecuación se calcula la nueva resistividad a partir de la obtenida por el método Dunlap a una temperatura de superficie de 80°F

Rw 2=Rw 1(T 1+6.77T 2+6.77 )

Rw 2=0,3( 80+6.77154.232+6.77 )

Rw2=0,161Ω−metro

¿Qué factores afectan la resistividad de la roca?

La mayoría de las rocas no son buenas conductoras de electricidad porque tienen alta resistividad. Pero en muchos lugares hay suficiente cantidad de agua que se filtra a través de los poros o pequeñas aberturas, que se encuentran en la roca. A menudo esta agua contiene sal disuelta en ella, que es una buena conductora de la electricidad. Las rocas porosas que están embebidas en agua salada, conducirán la electricidad fácilmente ya que el líquido en sus poros tiene baja resistividad.

Muchos factores afectan la resistividad de la roca. Las rocas densas, como el cuarzo, no contienen mucho líquido y por lo tanto presentan alta resistividad. Las rocas pueden ser porosas, pero si contienen petróleo o gas natural en los poros en lugar de agua, presentarán una alta resistividad debido a que los hidrocarburos son malos conductores de electricidad. Ésta es una de las

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razones por la cual los sondeos eléctricos son de interés para las personas que buscan petróleo.

Los principales Factores que afectan la Resistividad de las Rocas son:

Porosidad: es el cociente entre el Volumen de Poros y el Volumen total. En ambientes someros cerca de la superficie terrestre, la porosidad de las rocas está ocupada por soluciones acuosas que facilitan la conducción iónica. La resistividad eléctrica disminuye con mayor interconexión entre poros, y en general se tiene que a mayor porosidad efectiva menor es la resistividad.

Salinidad de las soluciones acuosas: a mayor salinidad de las soluciones, mayor es el contenido de iones que pueden conducir corriente eléctrica.

Porcentaje de Saturación: es el porcentaje del Volumen de Poros ocupado porSoluciones Acuosas. Si los poros no están ocupados por soluciones acuosas, el medio tendrá una mayor resistividad.

Temperatura: a mayor temperatura, disminuye la viscosidad de las soluciones acuosas, facilitando la movilidad de los iones y por lo tanto, disminuye la resistividad.

Presión: Para rocas sedimentarias, a mayor Presión, aumenta el grado de compactación, disminuyendo la porosidad y aumentando potencialmente la resistividad. Mientras que para rocas muy compactas (rocas ígneas y metamórficas) la presión provoca fracturamiento, disminuyendo potencialmente la resistividad de las rocas.

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BIBLIOGRAFIA

https://www.planetseed.com/es/node/20533 http://mct.dgf.uchile.cl/AREAS/geo_mod0.pdf PARRA PINZÓN RICARDO. Propiedades físicas de los fluidos de

yacimientos. Neiva, Huila Julio/2007. (Propiedades físicas del agua: capitulo 7)