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8/17/2019 Informe Pasantias_jesús Escalona
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UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
ANTONIO JOSÉ DE SUCRE
VICERRECTORADO BARQUISIMETO
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA
INFORME
ENTRENAMIENTO INDUSTRIAL
JESÚS ALFREDO ESCALONA ESCALONA
2014
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INTEVEP
URBANIZACIÓN SANTA ROSA. SECTOR EL TAMBOR. LOS TEQUES.
ESTADO MIRANDA
PERÍODO DE ENTRENAMIENTO: 01/09/14 – 19/12/14
TUTOR ACADEMICO: DR. ROBERTO QUINTEROTUTOR EMPRESARIAL: ING. ANTONIO BRAVO
ALUMNO: JESÚS ESCALONA
EXPEDIENTE: 20092-0029
ESPECIALIDAD: INGENIERÍA MECÁNICA
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AGRADECIMIENTO
A mi familia que siempre me ha brindado su cariño y apoyo a lo largo de toda
mi vida.
A mis padres que me han guiado por el camino de la vida hasta llegar a lo que
soy y lo que seré en el futuro.
A mis hermanos que siempre que estoy en su presencia suben brindarme
múltiples motivos de alegría y gratos momentos.
A mis abuelos, tíos, primos y demás familiares que me han ayudado a lo largo
de este trayecto.
A mi prima Living Escalona, su esposo Jesús Sojo y sus hijos Jesús Alejandro
y Jesús Eduardo, quienes en estos últimos meses me prestaron su apoyo, su ayuda y
su compañía para lograr este objetivo.
A mis tutores el doctor Roberto Quintero y Antonio Bravo quienes me
ayudaron a la consecución de este objetivo con su guía y sus conocimientos.
A mis compañeros de pasantías José, Leydi, Angely, Mairim, Fabiana, Cesar,
Luis, Víctor, Evelyn, Francys, David, Ariadne y Marcano con quienes compartí
momentos de alegría y experiencias muy agradables, les deseo lo mejor.
A los trabajadores de las gerencias de PRCP y PRIE con quienes tuve la dichade compartir durante los juegos intergerencias y formar parte de su grupo, gracias por
su amistad y ayuda.
A todos muchas gracias…
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ÍNDICE GENERAL
INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 1
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 11
CONTENIDO TÉCNICO ........................................................................................ 13
GEOMECÁNICA ..................................................................................................... 15
Fundamentos de un análisis geomecánico .............................................................. 16
Aplicaciones geomecánicas .................................................................................... 18
Aplicaciones geomecánicas en carbonatos. ............................................................ 20
PROPIEDADES MECÁNICAS .............................................................................. 21
Propiedades mecánicas relevantes en la geomecánica ............................................ 22
Módulo de Young (E) ......................................................................................... 22
Coeficiente de Poisson (ν) ................................................................................... 22
Resistencia a la compresión no confinada (UCS) ............................................... 23
Módulo de Bulk (volumétrico) (K) ..................................................................... 23
CORRELACIONES ................................................................................................. 23
Correlaciones de UCS en rocas carbonáticas .......................................................... 24
Comentarios sobre las correlaciones de UCS en carbonatos .................................. 27
Correlaciones de Modulo de Young (E) en rocas carbonáticas .............................. 29
Comentarios sobre el módulo de Young en carbonatos .......................................... 30
Estimación del ángulo de fricción interna básico ................................................... 31
Valores típicos de Propiedades mecánicas en carbonatos en ciertas profundidades
................................................................................................................................. 32
RESUMEN DE LAS ACTIVIDADES REALIZADAS DURANTE EL
ENTRENAMIENTO INDUSTRIAL.......................................................................... 32
BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................... 34
LISTA DE ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS ....................................................... 37
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ÍNDICE DE ANEXOS Y GRÁFICOS
Figura 1: Organigrama INTEVEP ................................................................................ 9
Figura 2: Organigrama Gerencia Técnica Construcción de Pozos……………………9
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ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1: Plan de Actividades....................................................................................... 10
Tabla 2: Correlaciones de UCS en carbonatos ............................................................ 27Tabla 3: Correlaciones Modulo de Young en carbonatos ........................................... 30
Tabla 4: Valores típicos de propiedades mecánicas en carbonatos............................. 32
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INTRODUCCIÓN
Intevep es el brazo tecnológico de Petróleos de Venezuela, una filial de
investigación cuya orientación estratégica es generar soluciones tecnológicasintegrales, con especial énfasis en las actividades de Exploración, Producción,
Refinación e Industrialización. De igual manera, es responsabilidad de Intevep, el
resguardo del acervo tecnológico de PDVSA.
Intevep también desarrolla tecnologías propias en áreas con oportunidades
diferenciales, impulsa la cooperación e integración con el sector técnico-científico e
industrial de Venezuela y asegura, al mismo tiempo, la correcta gestión ambiental en
las operaciones de PDVSA.
Para dar respuesta a las necesidades de PDVSA y para afianzar el ejercicio de
la soberanía nacional sobre los hidrocarburos, Intevep focaliza su esfuerzo en tres
áreas medulares: Crudos Pesados y Extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco,
Gas Costa Afuera y Nuevos Desarrollos Cercanos a Campos Tradicionales en Áreas
Tradicionales. De igual manera, concentra gran parte de sus recursos en mejorar el
factor de recobro y en actividades de recuperación mejorada.
En cada una de estas áreas se realizan actividades de: investigación
estratégica, investigación y desarrollo, ingeniería y asistencia técnica especializada,
las cuales están integradas a los negocios de PDVSA en cuanto a transferencia y
aplicación de tecnologías que permitan cubrir integralmente, las diferentes fases de
los negocios petrolero y gas: exploración, producción, manufactura, transporte y
mercadeo.
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2
Así mismo los principales objetivos de la empresa son:
1. Desarrollar e implementar tecnologías para:
Lograr un factor de recobro mínimo de 20% del Petróleo Original en Sitio en
la Faja Petrolífera del Orinoco.
Incrementar el factor de recobro de yacimientos maduros de crudos livianos y
medianos.
Transformar corrientes de los mejoradores y refinerías, para su uso como
insumos químicos, petroquímicos y combustibles; en las operaciones de la
industria.
Maximizar el uso, en el país, de azufre y coque de Petróleo. Impulsar el desarrollo del Gas Costa Afuera.
Minimizar el impacto ambiental de las actividades de la industria y proteger
los ecosistemas de las zonas petroleras.
2. Acelerar la captura, desarrollo, optimización y masificación de nuevas tecnologías
a través de alianzas con otras empresas petroleras y de servicios, universidades y
centros de investigación, nacionales e internacionales; con el fin de maximizar la
valorización de nuestros hidrocarburos.
3. Generar nuevas soluciones o captar tecnologías de estimulaciones químicas o
mecánicas para restituir o mantener la productividad o la inyectividad de los pozos.
4. Acelerar la investigación y desarrollo de esquemas de mejoramiento de crudo, que
permitan obtener una alta calidad de producto con una baja producción de residuos
sólidos, mediante procesos de transformación e industrialización, a bajos costos de
inversión y operación.
A continuación una breve reseña de los hechos más relevantes de la empresa:
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Período 1973-78:
Hechos relevantes:
A través de la promulgación del Decreto Presidencial No. 1385, se creó laFundación para la Investigación de Hidrocarburos y Petroquímica lo que abrió
el camino a lo que hoy constituye el centro de investigación científica y apoyo
tecnológico de la Industria petrolera nacional.
En febrero de 1974, se instaló la Fundación para la Investigación en
Hidrocarburos y Petroquímica, Invepet.
En 1976, aun manteniendo la figura jurídica de Fundación, se cambió su
denominación a la actualmente conocida: Intevep. PDVSA se convirtió en su
patrocinante.
Igualmente en 1976, se iniciaron los primeros proyectos de investigación y
desarrollo (IyD) definidos como prioritarios para la Industria. En este sentido,
el Consejo de Administración aprobó la constitución de seis gerencias
técnicas: Ciencias de la Tierra, Ingeniería General, Ingeniería de Petróleo,
Ciencias Básicas, Ingeniería de Procesos, y Computación y Sistemas.
En 1977, se incorporó un grupo de 75 profesionales y técnicos del Centro de
Petróleo y Química del IVIC, para establecer una estructura organizativa quecomprende tres divisiones: Exploración y Producción, Refinación y
Petroquímica, y Administración y Servicios.
Entre julio y agosto de 1978, se efectuó la mudanza a su actual sede, lo que
permitió dotar y poner en marcha un significativo número de laboratorios.
Período 1979-1984:
Hechos relevantes:
En junio de 1979, Intevep se constituyó como empresa mercantil, filial de
Petróleos de Venezuela, lo cual permitió adoptar políticas y actividades
administrativas alineadas con la Corporación.
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En 1980, Intevep se enfrentó a dos retos fundamentales: ejecutar los
programas de Ingeniería y Diseño ya establecidos, y continuar la formación
del equipo humano y la infraestructura requerida para los mismos. Los
esfuerzos tecno - científicos se concentraron en las áreas de mayorimportancia para la Industria.
En 1983, se diseñó el Modelo Geológico de la Faja del Orinoco, se seleccionó
el proceso propio de mejoramiento de crudos pesados y se realizó el estudio
de las refinerías del Caribe. Adicionalmente, se creó la Unidad de
Petroquímica y se estableció un programa definido de asistencia a Pequiven.
El programa de Control de Calidad fue uno de los logros resaltantes, así como
la creación de la Red de Información Petrolera y Petroquímica, RIPPET.
En 1984, Intevep mostró un notable avance en el desarrollo de una tecnología
propia para el mejoramiento de crudos pesados: HDH®, y en el desarrollo y
optimización de métodos para el transporte superficial de crudos pesados y
extrapesados, actividades que situaron a la Industria en una posición de
liderazgo en cuanto a este tipo de investigaciones en el ámbito mundial.
Período 1985-1989:
Hechos relevantes:
Durante 1985, se mantuvo el énfasis en áreas de transporte y mejoramiento de
crudos pesados y extrapesados, recuperación adicional de crudos livianos y
medianos, utilización de materiales residuales, apoyo a procesos de refinación
y asesoría en control de calidad.
En 1986, a tecnología de emulsiones para la producción y manejo de crudos
pesados fue integrada efectivamente a las operaciones de la Industria. El
proceso de mejoramiento HDH® fue validado en su fase de planta piloto lo
cual permitió adelantar el desarrollo de la ingeniería básica de un módulo
comercial.
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En 1987, PDVSA decidió ampliar la misión de Intevep, asignándole la
responsabilidad de centralizar las actividades de ingeniería básica y la
prestación de servicios técnicos operacionales avanzados a la Corporación.
En 1998, se registraron avances fundamentales en áreas estratégicas de la
Industria. En efecto, productos y procesos generados en Intevep entran en
fase de implantación operacional: el producto Orimulsión entró a su fase de
comercialización, se completaron con éxito las pruebas piloto de transporte
mediante Flujo Anular®, finaliza el desarrollo tecnológico de coque y
aleaciones con alto contenido de vanadio, así como las pruebas del proceso
HHC™ y de los catalizadores requeridos. Adicionalmente, se introdujo en el
mercado nacional un aceite lubricante formulado en Intevep y se cumplieron
las pruebas de demostración del proceso de mejoramiento HDH®.
Durante el año de 1989, en respuesta al cambio de alcance en las actividades
de Intevep, se dio a la Empresa una nueva denominación: Intevep, S.A.,
Centro de Investigación y Apoyo Tecnológico.
Período 1990-1995:
Hechos relevantes:
En 1990, se adquirieron los derechos de uso de la tecnología Etherol, de la
British Petroleum, para la producción de éteres a ser utilizados en el
mejoramiento de octanaje de las gasolinas y reemplazar el tetraetilo de
plomo.
Intevep recibe el primer premio en Tecnología, de la Academia de Ciencias
del Tercer Mundo (TWAS), por el desarrollo de la tecnología Imulsión,
además de otros prestigiosos galardones.
Se completaron importantes convenios de cooperación con diversas
universidades venezolanas (UCV, ULA, USB y UCAB), tanto para el trabajo
conjunto en actividades de Investigación y Desarrollo, como para el
fortalecimiento de especialidades académicas afines al campo científico -
técnico.
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En 1991, el desarrollo del proceso HDH® fue merecedor del Premio de
Ciencias de la UNESCO y recibió la aprobación, por parte de PDVSA, para
construir la planta pionera en la Refinería Cardón, con una capacidad de 15
mil barriles diarios.
Período 1995-1999:
Hechos relevantes:
Durante estos años, Intevep se mantuvo estable en cuanto a la crearon nuevos
proyectos de apoyo a la industria petroleras venezolana. Igualmente, Intevep
afianzó sus relaciones con el sector de ciencia y tecnología, a través de
convenios para el desarrollo de trabajos conjuntos con las universidadesnacionales, el Ministerio de Ciencia y Tecnología, Instituto Venezolano de
Investigaciones Científicas (IVIC), Funvisis, Fundación Instituto Ingeniería,
IUT Región Capital, entre otros.
Período 2000-2005:
Hechos relevantes:
A partir del año 2002 comenzó un proceso de desestabilización política y
económica contra las instituciones democráticas del país, del cual dos eventos
cobraron especial relevancia. El primero de ellos fue el Golpe de Estado del
11 de abril, que derrocó al Presidente Chávez durante dos días y arrasó con los
poderes legítimamente establecidos, el cual fracasó gracias a la acción
decidida del Pueblo Venezolano y la Fuerza Armada Nacional. El segundo fue
el sabotaje petrolero, que produjo enormes pérdidas a la economía del País.
En ambos, Petróleos de Venezuela fue protagonista y objetivo principal, dada
su condición de empresa estratégica para el Estado.
Intevep jugó un papel significativo durante la contingencia de finales de 2002
y comienzos de 2003, cuando numerosos técnicos, especialistas y gerentes de
la Empresa asumieron voluntariamente la enorme responsabilidad de apoyar
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directamente las diferentes áreas afectadas por la acción del sabotaje. Gracias
a este apoyo, refinerías, plantas, campos e instalaciones en general, se
mantuvieron operativas durante la crisis más dura que vivió la Corporación
durante su historia. Juegan papel importante acciones como la certificación decombustibles, los equipos de respuesta rápida, los entrenamientos in situ a las
personas que recién ingresaban, instrumentación de refinerías y atención a
daños ambientales entre varias actividades.
Actualmente, Intevep continúa su importante labor como centro de soporte
técnico y científico de la industria petrolera, bajo el lema de “Soberanía
Tecnológica”, sin olvidar el papel de gran relevancia que le corresponde en el
plano al respaldar y ejecutar cada uno de los programas que desarrolla el
Gobierno Bolivariano: la Misión Ribas, cuya coordinación en el estado
Miranda es responsabilidad de Intevep, las Misiones Barrio Adentro, Sucre,
Robinson y Vuelvan Caras y, por supuesto, el impulso al desarrollo endógeno,
al cooperativismo y la economía social y a la integración latinoamericana.
La capacidad científica y tecnológica desarrollada por Intevep durante más de
tres décadas, es la fuente generadora de la propiedad intelectual de PDVSA. Los
productos tecnológicos en diferentes niveles de desarrollo, fortalecen la política desoberanía tecnológica impulsada por el Gobierno Bolivariano, a través del Ministerio
de Energía y Petróleo, así como PDVSA.
Portafolio Intelectual de PDVSA Intevep
Actualizado: diciembre 2010
Patentes: 799
Marcas comerciales: 492
Derechos de Autor/ copyright: 112
Depósito legal: 24
Secretos comerciales/empresariales: 13
Nombres de dominio: 30
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En Exploración y Producción se han impulsado 58 tecnologías comerciales,
orientadas a productos y sistemas que se aplican en las actividades de perforación,
rehabilitación y completación de pozos (fluidos de perforación, cementación de pozosy ambiente) y producción de petróleo.
En el área de Refinación e industrialización, se dispone de 44 tecnologías
comerciales que responden a las necesidades de mejoramiento y optimización en
calidad de productos, para conversión de crudos pesados y extra pesados, obtención
de combustibles limpios y conversión de gas líquido y petroquímico.
El propósito de este entrenamiento industrial es la realización de unainvestigación documental y desarrollo de un informe técnico que será desarrollada en
la pericia de geomecánica y estabilidad de hoyo que forma parte gerencia técnica de
construcción de pozos, adscrita a la gerencia general de producción como se puede
ver en los siguientes organigramas:
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Figura 1: Organigrama INTEVEPFuente: www.pdvsa.com
Fuente: Escalona, J. (2014)
Construcción dePozos
Mecánica dePerforación
Geomecánica yEstabilidad de
Hoyo
Fluidos dePerforación
Cementación dePozos
Figura 2: Organigrama Gerencia Técnica Construcción de Pozos
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El título del proyecto a desarrollar es el siguiente: Comprender los
fundamentos básicos de las propiedades mecánicas en los modelos geomecánicos de
estabilidad de hoyos aplicados a yacimientos de rocas carbonáticas, y será ejecutado
según el siguiente plan de actividades:
Actividades Tiempo
Revisión Bibliográfica. 2 Semanas
Identificar las metodologías para estimar
propiedades mecánicas en yacimientos
de rocas carbonáticas.
4 Semanas
Analizar las correlaciones identificadas,
para elaborar formularios donde se
determinen las variables o parámetros de
entradas necesarios para los cálculos de
la propiedad mecánica de la roca con
cada una de esas correlaciones.
8 Semanas
Redacción de informe. 2 Semanas
Tabla 1: Plan de Actividades
Fuente: Escalona, J. (2014)
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
En el escenario petrolero mundial, los carbonatos están llamados a ser un
protagonista importante en los tiempos venideros, debido al gran potencial deexplotación que presentan, no obstante esto significa un reto para la ingeniería,
debido a la muy baja eficiencia de los métodos explotación y producción usados en la
actualidad en estos tipos de yacimientos, lo que supone una gran oportunidad de
desarrollo de tecnología en esta área.
Con esta perspectiva la geomecánica cobra una gran importancia, ya que
mediante su empleo e interpretación es posible una mejor planificación de las
perforaciones en estos tipos de yacimientos y aumentar así la rentabilidad en su
explotación, en el desarrollo de un modelo geomecánico la determinación de las
propiedades mecánicas juega un papel vital para lograr un modelo que represente con
fidelidad la realidad, por esta razón las correlaciones cobran relevancia porque
permiten estimar propiedades mecánicas en pozos donde no se disponen de núcleos
para ser ensayados en el laboratorio, adicionalmente extraer núcleos no siempre es
posible o factible económicamente.
Las correlaciones presentadas en el presente trabajo, son resultado de una
investigación documental llevada a cabo para buscar y recopilar las distintas
ecuaciones propuestas por diversos autores alrededor del mundo, las cuales fueron
desarrolladas para campos específicos, por eso es de vital importancia que estas sean
comparadas contra datos de ensayos realizados en núcleos del área de estudio donde
se proyecte emplear estas correlaciones, con el objeto de determinar cuáles presentan
un comportamiento más fiel a la realidad a través de las calibraciones que ajusten
mejor con los datos de laboratorio.
Por esta razón se recomienda la realización de un estudio posterior donde se
comparen datos de laboratorio obtenidos de muestras de los yacimientos de
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carbonatos venezolanos contra las correlaciones aquí presentadas para así estimar en
qué grado estas representan la realidad de nuestros campos de carbonatos.
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CONTENIDO TÉCNICO
El petróleo (del griego: πετρέλαιον, "aceite de roca") es una mezcla
homogénea de compuestos orgánicos, principalmente hidrocarburos insolubles enagua. También es conocido como petróleo crudo o simplemente crudo. Se produce en
el interior de la Tierra, por transformación de la materia orgánica acumulada en
sedimentos del pasado geológico y puede acumularse en trampas geológicas
naturales, de donde se extrae mediante la perforación de pozos. En condiciones
normales es un líquido bituminoso que puede presentar gran variación en diversos
parámetros, principalmente color y viscosidad (desde amarillentos y poco viscosos
como la gasolina hasta líquidos negros tan viscosos que apenas fluyen), densidad
(entre 0,66 g/ml y 0,95 g/ml) y capacidad calorífica. Estas variaciones se deben a la
diversidad de concentraciones de los hidrocarburos que componen la mezcla. Es un
recurso natural no renovable y actualmente también es la principal fuente de energía
en los países desarrollados. El petróleo líquido puede presentarse asociado a capas de
gas natural, en yacimientos que han estado enterrados durante millones de años,
cubiertos por los estratos superiores de la corteza terrestre [1].
El petróleo y el gas se forman a partir de las sustancias orgánicas que se
acumulan en las rocas sedimentarias y que sufren descomposición por acción del
oxígeno y de las bacterias. Entre las rocas sedimentarias se pueden nombrar las
areniscas y las calizas. Las rocas sedimentarias están constituidas por fragmentos y
partículas derivados de rocas más grandes. A medida que pasa el tiempo, las rocas
sedimentarias se van acumulando y van quedando cubiertas por otras capas de rocas
que se superponen hasta alcanzar de 1,5 a 3 km de profundidad. Entonces, por acción
de altas temperaturas (de hasta 200 ºC), de presiones considerables (10-30 MPa) y
gracias a la presencia de sustancias que pueden funcionar como catalizadores
(arcillas), las sustancias orgánicas atrapadas sufren una serie de transformaciones que
dan origen a los hidrocarburos constituyentes del petróleo. Como el material orgánico
inicial del cual procede el petróleo se encuentra disperso, los productos resultantes de
su transformación (gas o petróleo) también estarán dispersos en la roca [2].
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Los yacimientos petroleros pueden ser clasificados en yacimientos
convencionales que son todos aquellos que pueden ser producidos a tasas económicas
de flujo y que producirán volúmenes económicos de hidrocarburos sin procesos
especiales de recuperación, tratamientos mayores de estimulación o el uso detecnología de punta y los yacimientos no convencionales que son todos aquellos que
no producen a tasas económicas de flujo y que no podrán ser producidos
rentablemente sin la aplicación de tratamientos intensivos de estimulación,
fracturamiento y recuperación.
Dentro de los yacimientos no convencionales se encuentran los de rocas
carbonatadas que están formados mayoritariamente por carbonatos tanto cálcico
(calcita en las calizas) como cálcico-magnésico (dolomita en las dolomías). De ellas,
solo las calizas tienen un auténtico origen sedimentario, pues las dolomías se forman
por procesos posteriores al depósito. Las rocas carbonatadas tienen un interés minero,
que se sustenta en sus aplicaciones directas (por ejemplo, en la fabricación de
cemento). También son interesantes desde el punto de vista geológico-minero por
poder albergar concentraciones de minerales metálicos, e incluso agua y otros fluidos
(petróleo y gas).
Los yacimientos carbonatados presentan una imagen de extremos. Los
yacimientos pueden ser colosales, aunque sus poros pueden ser microscópicos. La
permeabilidad de la matriz puede ser inconmensurablemente baja, mientras que los
fluidos fluyen como ríos a través de las fracturas. Las técnicas de evaluación que
tienen éxito en los yacimientos de areniscas a veces fallan en los yacimientos
carbonatados. Estas variaciones complican tanto la evaluación de los yacimientos
como la recuperación de los hidrocarburos. Sin embargo, los investigadores están
trabajando para superar estos problemas, debido a la importancia económica que
reviste la producción de petróleo de los yacimientos carbonatados.
Como consecuencia de las particularidades anteriormente mencionadas cobra
una gran importancia la caracterización geomecánica de los pozos petroleros como
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una herramienta orientada a conocer con cierta precisión las propiedades mecánicas
de las rocas en los yacimientos y la distribución de esfuerzos a los que estos se
encuentran sometidos, con la finalidad de planificar efectivamente los proyectos de
perforación, estimulación y terminación de pozos. Para la obtención de las propiedades mecánicas es necesaria la realización de ensayos destructivos sobre
muestras de rocas extraídas del pozo llamadas núcleos; pero esto no es siempre
posible o resulta muy difícil y costoso, por lo tanto se han desarrollado múltiples
correlaciones que permiten estimar mediante fórmulas matemáticas las propiedades
mecánicas de pozos donde no se tienen núcleos disponibles, usando información
derivadas de registros que se realizan en el pozo, como por ejemplo la porosidad o la
velocidad de ondas acústicas. Estas correlaciones usualmente son calibradas con
mediciones de laboratorio para así obtener una precisión mayor.
Las propiedades mecánicas más importantes para un estudio geomecánico
son: La resistencia a la presión no confinada (UCS) que es una medida de la
resistencia de la roca que representa el esfuerzo de compresión al cual una muestra de
la roca falla, otra es el módulo de Young (E) que es un parámetro que caracteriza el
comportamiento de un material elástico, según la dirección en la que se aplica una
fuerza y por último el coeficiente de Poisson (ν) que es una constante elástica que
proporciona una medida del estrechamiento de sección de un prisma de material
elástico lineal e isótropo cuando se estira longitudinalmente y se adelgaza en las
direcciones perpendiculares a la de estiramiento.
GEOMECÁNICA
La geomecánica es la disciplina que estudia las características mecánicas de
los materiales geológicos que conforman las rocas de formación. Esta disciplina está
basada en los conceptos y teorías de mecánica de rocas y mecánica de suelos, que
relacionan el comportamiento de la formación bajo los cambios de esfuerzo producto
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de las operaciones petroleras de perforación, completación y producción de pozos.
Aunque las bases de la geomecánica fueron realizadas a principios de siglo, las
aplicaciones petroleras empiezan a tener mayor divulgación al comienzo de la década
de los 70, y por lo tanto esta es una disciplina novedosa para la ingeniería de petróleo.La geomecánica utiliza resultados experimentales de campo y laboratorio
conjuntamente con soluciones analíticas para resolver problemas particulares. [3]
Fundamentos de un análisis geomecánico
Los estudios geomecánicos casi siempre necesitan muestras de la roca y por lo
tanto resulta necesaria la obtención de núcleos geológicos. Estos núcleos seránutilizados para tomar muestras para ensayos especializados de laboratorio. Si resulta
necesario obtener información sobre direcciones de los ensayos de laboratorio, los
núcleos deben ser orientados por métodos tradicionales durante la toma de los
mismos. Para núcleos ya tomados, solamente existe el método de orientación basado
en paleomagnetismo que se hace en superficie. En núcleos frescos se puede utilizar el
paleomagnetismo o el método tradicional, aunque este último resulta más costoso.
Existe una gran variedad de ensayos de laboratorio para medir diferentes
propiedades mecánicas de la roca. Las propiedades mecánicas de interés se dividen en
aquellas que miden resistencia, las que miden direcciones de esfuerzos o
deformaciones y las que miden comportamiento esfuerzo-deformación. Generalmente
existe un tipo de ensayo para medir una propiedad en particular. El tipo de ensayo
más común en la geomecánica es el de compresión triaxial, que sirve para medir la
resistencia al corte y el comportamiento esfuerzo-deformación de una muestra de
roca, a una presión confinante. Otro tipo de ensayo muy utilizado en la geomecánica,
es el de compresión uniaxial que sirve para medir el comportamiento esfuerzo-
deformación de una muestra sin deformación lateral. Se pueden realizar ensayos
donde se midan las propiedades dinámicas de la roca en el laboratorio, los cuales
pueden ser usados para correlacionar con registros petrofísicos de campo. También
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existen pruebas especiales tales como ASR (Recuperación de Deformación
Anelástica), DSA (Análisis de Deformación Diferencial), AAA (Análisis de
Anisotropía Acústica) y SWAA (Análisis de Anisotropía de Onda de Corte) que
realizadas en núcleos orientados permiten determinar la dirección de los esfuerzos principales en campo.
Existen varios tipos de trabajos de campo que también son necesarios para un
análisis geomecánico. El uso de herramientas petrofísicas acústicas que midan la
velocidad de ondas P y S resulta fundamental, ya que se pueden determinar las
propiedades dinámicas de la formación. Estas propiedades dinámicas de campo
pueden ser comparadas con las propiedades dinámicas y propiedades estáticas(resistencia) de laboratorio para elaborar correlaciones predictivas. También resulta
muy importante conocer la magnitud del esfuerzo principal menor para determinar el
estado de esfuerzos, por lo que se debe efectuar una prueba minifrac o microfrac que
mida la presión de apertura y cierre a distintas profundidades. Otra herramienta
petrofísica de importancia la constituye el probador múltiple de formación (RFT) o el
MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación) que mide la presión de
poros a diferentes profundidades. Las pruebas de presión sea por DST (Distributed
Temperature Sensing ) o “buildup” (acumulación) pueden ser usadas para conocer la
presión del yacimiento en un tiempo dado. El conocimiento de las presiones de poros
es fundamental para poder calcular el esfuerzo efectivo que controla el
comportamiento mecánico de la roca.
El comportamiento mecánico de las rocas de formación resulta bastante
complicado, ya que es totalmente inelástico y no lineal. Para poder modelar la
resistencia y el comportamiento esfuerzo-deformación de las rocas, resulta necesario
realizar ensayos de laboratorio a las condiciones de esfuerzos y temperaturas
existentes en el campo, lo cual servirá para calibrar luego parámetros de modelos
basados en las teorías de elasticidad y plasticidad. Existen varios modelos
matemáticos basados en métodos numéricos y soluciones teóricas para resolver
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diferentes tipos de problemas, tales como esfuerzos en hoyos inclinados,
fracturamiento hidráulico, estabilidad de cavidades cañoneadas, esfuerzos en
yacimientos sometidos a compactación y subsidencia, etc.. Absolutamente, todos los
análisis teóricos necesitan datos de ensayos de laboratorio y pruebas de campo para poder arrojar una respuesta confiable.
Aplicaciones geomecánicas
La geomecánica siempre trata problemas donde se relacionan esfuerzos con
resistencia de la formación. Es entonces de esperar, que aquellas operaciones de
pozos que afecten y causen daño a la formación, también van a tener una gran
influencia en el análisis de cualquier problema (estabilidad de hoyos, arenamiento,
fracturamiento, etc.). Por lo tanto, se deben analizar todas las operaciones de pozo
que puedan ser negativas desde el punto de vista de la formación, para luego
optimizarlas en función de las características de la roca.
La magnitud y dirección de los esfuerzos en sitio, va a definir la trayectoria de
mayor estabilidad para pozos horizontales y de gran desviación. Estos pozos tendrán
una mayor estabilidad si son perforados en la dirección perpendicular al esfuerzo
principal menor, ya que este problema de estabilidad se complica porque el eje del
pozo no coincide con la dirección del esfuerzo principal mayor. Si se puede
determinar experimentalmente la envolvente de falla de la roca de formación,
entonces se puede calcular el rango de pesos de lodo que mantenga la integridad del
hoyo. Los problemas de estabilidad pueden existir aún después de la perforación,
debido a que la mayoría de los pozos horizontales son completados a hueco abierto y
la reducción de presiones de poros del yacimiento causa un aumento en los esfuerzosefectivos.
El problema de producción excesiva de arenas es causado cuando los
esfuerzos desestabilizadores actuando sobre la formación (tasa de flujo y gradiente de
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presión) son mayores que la resistencia mecánica de la formación. Cuando esta
resistencia es excedida, entonces ocurre desprendimiento de granos de material de la
formación causando arenamiento. Resulta necesario conocer el estado de esfuerzos y
la envolvente de falla de la formación para poder determinar el gradiente de producción (drawdown) crítico que no cause producción de arena. Adicionalmente, se
debe evaluar el efecto nocivo que tienen las operaciones de pozo (perforación,
completación y producción) sobre el arenamiento de pozos, ya que pueden afectar los
esfuerzos desestabilizadores y las resistencias mecánicas. También, se debe evaluar el
comportamiento mecánico de las gravas usadas en los diferentes tipos de control de
arenas.
Las características mecánicas de la formación controlan el diseño de las
fracturas hidráulicas. La altura de la fractura está relacionada al contraste de las
magnitudes de los esfuerzos principales menores en los diferentes estratos geológicos.
La presión de rompimiento y el gradiente de fractura están relacionados al esfuerzo
principal menor y a la resistencia a la tracción de la roca. La dirección de los
esfuerzos indica la dirección de la fractura hidráulica, ya que la misma es
perpendicular a la dirección del esfuerzo principal menor. La longitud de la fractura y
su propagación están relacionadas con la resistencia al corte y dureza de la roca.
El conocimiento de la resistencia mecánica de la roca es muy importante en la
selección de perforadores de cañoneo, debido a que la penetración del mismo es
dependiente de la resistencia de la roca como lo demuestra el método API RP-43. La
geomecánica también puede ser muy útil para definir el tipo de completación en
pozos horizontales. Las completaciones a hueco abierto pueden tener mayor
productividad que a hueco entubado, pero pueden ser menos estables en un futuro. Sedebe evaluar la estabilidad de la completación a hueco abierto en diferentes etapas de
su vida productiva a medida que aumentan los esfuerzos efectivos por la disminución
de las presiones de yacimiento.
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En yacimientos naturalmente fracturados resulta necesario determinar las
direcciones de las fracturas naturales. Las fracturas se abren perpendiculares al
esfuerzo principal menor que existía cuando se originaron dichas fracturas. Esto va a
ser de suma importancia para yacimientos fracturados de rocas con baja permeabilidad, donde la producción ocurre principalmente por los sistemas de
fracturas naturales y no por la matriz. En núcleos orientados usados en conjunto con
análisis geomecánicos de laboratorio también pueden ser utilizados para la
determinación de las direcciones de esfuerzos en sitio que son los causantes de las
fractura. Esto ayudará a determinar la dirección óptima de pozos desviados y
horizontales que intercepten establemente el mayor número de fracturas naturales y
poder así tener mayor producción de hidrocarburos.
En yacimientos someros de arenas no consolidadas ocurre compactación de
las arenas productoras a medida que disminuye la presión del yacimiento. Si las
condiciones geométricas y rigideces de las capas suprayacentes cumplen ciertos
requisitos, la compactación de las arenas del yacimiento puede causar el fenómeno de
subsidencia.
El grado de compactación de la arena es calculado mediante ensayos de
laboratorio especiales y conociendo el estado de esfuerzos del yacimiento. El nivel de
compactación de la arena sirve luego para calcular el volumen de crudo que puede ser
producido por el mecanismo de compactación, lo cual tiene un gran impacto sobre las
reservas recuperables.
Aplicaciones geomecánicas en carbonatos.
La tarea de la geomecánica en los carbonatos es esencialmente la misma que
en otros tipos de rocas por ejemplo: estabilidad de hoyos, arenamiento,
fracturamiento, etc. Pero debido a la importancia estratégica de este tipo de
yacimientos en el futuro de la exploración y explotación petrolera alcanza una
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dimensión mayor por la gran cantidad de reservas mundiales de hidrocarburos que se
encuentran en este tipo de formaciones en la actualidad.
La mayoría de los yacimientos carbonatados son yacimientos naturalmentefracturados. Las fracturas existen en todas las escalas; desde las fisuras microscópicas
hasta las estructuras de varios kilómetros, denominadas enjambres o corredores de
fracturas, que crean redes de flujo complejas en el yacimiento. En consecuencia, el
movimiento de los hidrocarburos y otros fluidos a menudo no es el esperado o
pronosticado. Simplemente con unos pocos corredores de fracturas muy grandes
pueden actuar como atajos preferenciales para los fluidos dentro de un yacimiento
carbonatado; por consiguiente, el conocimiento de su posición exacta es crucial para
la planeación de pozos nuevos, así como para la simulación y el pronóstico de la
producción de estos yacimientos. Esto ayudará a determinar la dirección óptima de
pozos desviados y horizontales que intercepten el mayor número de fracturas
naturales y poder así tener mayor producción de hidrocarburos.
PROPIEDADES MECÁNICAS
Las propiedades mecánicas de los materiales nos permiten diferenciar un
material de otro ya sea por su composición, estructura o comportamiento ante algún
efecto físico o químico, estas propiedades son usadas en dichos materiales de acuerdo
a algunas necesidades creadas a medida que ha pasado la historia, dependiendo de los
gustos y propiamente de aquella necesidad en donde se enfoca en el material para que
este solucione a cabalidad la exigencia creada.
La mecánica de materiales estudia las deformaciones unitarias y desplazamientode estructuras y sus componentes debido a las cargas que actúan sobre ellas, así
entonces nos basaremos en dicha materia para saber de que se trata cada uno de
estos efectos físicos, aplicados en diferentes estructuras, formas y materiales. Esta es
la razón por la que la mecánica de materiales es una disciplina básica, en muchos
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campos de la ingeniería, entender el comportamiento mecánico es esencial para el
diseño seguro de todos los tipos de estructuras. El desarrollo histórico de dicho tema,
ha sido la mezcla de teoría y experimento, de personajes importantes como Leonardo
da Vinci (1452-1519), Galileo Galilei (1564-1642) y Leonard Euler (1707-1783),llevaron a cabo experimentos para determinar la resistencia de alambres, barras y
vigas, desarrollaron la teoría matemática de las columnas y cálculo de la carga critica
en una columna, actualmente son la base del diseño y análisis de la mayoría de las
columnas.
Propiedades mecánicas relevantes en la geomecánica
Módulo de Young (E)
Es la relación entre la deformación axial debido al esfuerzo axial, mide la
resistencia de la roca cuando es comprimida axialmente.
E=σ/ε
Un Módulo de Young bajo indica un material con alta deformabilidad, esdecir que con una fuerza determinada se deforma cierta longitud, mientras que si E es
alto, con la misma fuerza anterior se deformara una menor longitud.
Coeficiente de Poisson (ν)
Es una constante elástica que proporciona una medida del estrechamiento de
sección de un prisma de material elástico lineal e isótropo cuando se estiralongitudinalmente y se adelgaza en las direcciones perpendiculares a la de
estiramiento.
ν = − εtrans / εlong
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Donde ε es la deformación.
Resistencia a la compresión no confinada (UCS)
Es el valor del esfuerzo al cual falla una muestra de roca sometida a un ensayo
de compresión uniaxial no confinada, y representa la resistencia de la roca a soportar
una fuerza externa.
Módulo de Bulk (volumétrico) (K)
El módulo de compresibilidad, de un material mide su resistencia a la
compresión uniforme y, por tanto, indica el aumento de presión requerido para causar
una disminución unitaria de volumen dada.
El módulo de compresibilidad se define según la ecuación:
CORRELACIONES
En probabilidad y estadística, la correlación indica la fuerza y la dirección de
una relación lineal y proporcionalidad entre dos variables estadísticas. Se considera
que dos variables cuantitativas están correlacionadas cuando los valores de una deellas varían sistemáticamente con respecto a los valores homónimos de la otra: si
tenemos dos variables (A y B) existe correlación si al aumentar los valores de A lo
hacen también los de B y viceversa. La correlación entre dos variables no implica,
por sí misma, ninguna relación de causalidad.
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Importancia de las correlaciones en la industria petrolera
La extracción de núcleos de la roca es una tarea ardua y costosa, en la mayoría
de los casos esta práctica no es factible, por tal razón se presenta la posibilidad deestimar las propiedades mecánicas de las rocas en los pozos mediante correlaciones
que son representaciones matemáticas de las propiedades para diferentes regiones y
características geológicas de los yacimientos, basándose en los registros acústicos o
de pozo que son llevados a cabo durante la perforación o después de esta.
Representa esto una gran ventaja porque permite extender el conocimiento de
las propiedades hacia pozos donde no se tienen datos experimentales, y poder realizar
una caracterización geomecánica y con esto poder definir de manera precisa yacertada los planes de perforación, estimulación y producción de los pozos.
Correlaciones de UCS en rocas carbonáticas
Nº
EcuaciónReferencia Ecuación (UCS) (MPa) Observaciones Región Unidad
(1) [4]145
)7682( 82,1
t Calizas - Δt: µs/f
(2) [5]145
10)
14.10944.2(
t
Calizas - Δt: µs/f
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(3) [6] 2)31(276
Similar a la fórmula
de Vermik pero con
diferentes constantes
Deposit
o
Kerobch
eyev,
Rusia
: %
(4) [6] 8.49,135 e
Representa de una
baja a moderada
porosidad
)2.00( y alta
UCS
)30010( MPaUCS
- : %
(5) [6] 95,68,143 e
Representa de una
baja a moderada
porosidad
)2.005,0( y
alta UCS
)15030( MPaUCS
Oriente
Medio : %
(6) [6] 51,08,13 E Calizas con
MPaUCS 30010 - E: MPa
(7) [6] 34,01,25 E Dolomitas con
MPaUCS 10060 - E: MPa
(8) [7] 427,21677,21 Vp Calizas y calizas
dolomíticas- V p: km/
(9) [8] 21,195,9 Vp Calizas y dolomitas - V p: km/
(10) [9] 4315,22304Vp Calizas - V p: km/
(11) [10] 194,1746,12 Vp Calizas y dolomitas V p: km/
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(12) [10] TS Vp 774,9194,6155,7
Calizas y dolomitas
1222,10562,1
pV Ts
-
TS: MP
V p: km/
(13) [10] s I TS Vp 408,2876,10374,5029,10
Calizas y dolomitas
1222,10562,1
pV Ts
1556,16709,0
p s V I
TS: MP
V p: km/
Is: MPa
(14) [11]b
a E
A
5,1)ln(1
11
2
21;2
21
)1(
3
A
ba
-
: %
E: MPa
(15) [12]5,045,0
25,014,3
dm
E
Carbonatos -
: %
E: MPa
dm: mm
(16) [13])(
3103125,05,1
dm DT c
Calizas y dolomitas -
DTc: µs/
E: MPa
dm: mm
(17) [14]
21
1
110374,8
2
4221
Vpb
Carbonatos -Ρ b: Kg/m
V p: m/
(18) [15] Est Est 458,22787,0 2 Calizas y dolomitas - Est: GP
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(19) [16] 91,09,17 e Carbonatos - : %
(20) [17] 3,98,174 e Carbonatos - : %
(21) [18] 03,2
567,62
e Dolomita
Campo
Ghawar: %
(22) [18] 46,5
432,89
e CalizasCampo
Ghawar: %
(23) [19] 5156,4325,72din
G Calizas -
UCS: p
Gdin: Mp
(24) [19]29435144462 PHIT
Dolomita -
UCS: p
PHIT: v
Tabla 2: Correlaciones de UCS en carbonatos
Fuente: Escalona, J. (2014)
Comentarios sobre las correlaciones de UCS en carbonatos
La ecuación (1) da estadísticamente menos resultados satisfactorios que la
ecuación. (2) para todos los datos, la ecuación anterior define un claro límite inferior
de datos de resistencia medidos para cualquier Δt dado. Como la estimación
conservadora de la resistencia es importante para los problemas de estabilidad del
pozo, la ecuación. (1) da una buena primera aproximación del límite inferior de
resistencia de la roca de carbonato cuando Δt (o la velocidad) es conocida. Con
respecto a E, ambas Ecs. (6) y (7) pasan a través de del promedio de conjunto de
datos, prediciendo similares valores de resistencia. La Ec. (6) da ligeramente mejores
resultados estadísticos que Ec. (7), probablemente debido a que la ecuación anterior
utiliza una gama más amplia de datos UCS que la segunda cuando se desarrollaron.
En términos de porosidad, las ecuaciones. (4) y (5) estiman valores medios de UCS
para un dado, mientras que la ecuación. (3) define una cota superior del conjunto de
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de la prueba. Por otro lado, las correlaciones de Golubev y Rabinovich (2), Rzhevsky
y Novik (3) y Lacy (18) altamente sobreestimaron la resistencia a la compresión,
aunque la expresión de Rzhevsky y Novik presenta estimaciones razonables. Las
ecuaciones de Militzer y Stoll (1), los de las calizas y dolomías de Chang (6 y 7) y lasde Ameen (21 y 22) también fallaron en proporcionar resultados significativos. Las
expresiones de Ameen y la Militzer y Stoll han tendido numéricamente a 50 MPa con
bajas variaciones, mientras que las de piedra caliza y dolomía de las ecuaciones de
Chang tendían invariablemente a 100 MPa.
La correlación (4) de Chang presentó la coincidencia más razonable a los
datos de laboratorio, pero variaciones de resistencia son subestimadas. Los mejores
en resultados general vinieron de la expresión CPM (17) seguida por las ecuaciones
de Farquhar et al (20) y de Chang de los campos en el Oriente Medio (5) con
similares resultados. Es interesante notar que la ecuación CPM depende del tiempo de
viaje acústico y los datos de densidad de la roca mientras que los otros dos de la
porosidad solamente.
Correlaciones de Modulo de Young (E) en rocas carbonáticas
N°
EcuaciónReferencia Ecuación (E) Observaciones Región Unidade
(25) [20]
1
121
8,3
1 268,0
Vp E bulk s
st Carbonatos -
αs: dB/cm
Est: GP
(26) [10] 9122,1919,0 Vp E t Calizas - V p: km/
(27) [15]d d st
E E E 422,0018,0 2
Calizas y
dolomitas-
Est: Mps
Edin:
Mpsi
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(28) [17]Rocas
carbonáticas- : %
(29) [18] DolomitasCampo
Ghawar : %
(30) [18] CalizasCampo
Ghawar : %
(31) [19] Calizas -
Est: Mps
Edin:
Mpsi
(32) [19] Dolomitas -
Est: Mps
Edin:
Mpsi
Tabla 3: Correlaciones Modulo de Young en carbonatos
Fuente: Escalona, J. (2014)
Comentarios sobre el módulo de Young en carbonatos
Los resultados obtenidos en la referencia bibliográfica [20] demuestran que en
la ecuación (25) de la tabla 3, Ed está definida en términos de αs, ρ bulk (Densidad
aparente del material), V p (Velocidad de la onda ultrasónica de compresión) y ν
(coeficiente de Poisson) y la correspondiente expresión de corrección se obtiene por
medio de la atenuación espacial de la onda ultrasónica (αs). El coeficiente de Poisson
(ν) se calcula según la ecuación:
2222
2
2
2
2
12
2
s p
s p
s
p
s
p
V V
V V
V
V
V
V
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El módulo elástico calculado según la ecuación (25) tiene varias ventajas
importantes:
a)
Es válida para las rocas carbonatadas, independientemente de la presencia de
fisuras o huecos;
b)
Es válida tanto para rocas desgastadas e inalteradas;
c) Como todos los parámetros considerados en la ecuación (25) se obtienen por
medio de una prueba de ultrasonidos, el procedimiento para calcular el
módulo de Young no es completamente destructivo; por lo tanto es posible
repetir la prueba si es necesario;
d) La máquina de ultrasonidos es totalmente portátil y, por consiguiente, las
mediciones se pueden tomar fuera del laboratorio.
Según el trabajo [10] existe una relación fuerte entre el Módulo de elasticidad (Et )
y la velocidad de onda P . La ecuación (26) tiene un coeficiente de correlación de
0,79.
Las ecuaciones (28, 29 y 30) estiman el módulo de elasticidad estático basándose
en la porosidad, por considerarla un factor determinante en la variación de esta
propiedad en las rocas carbonatadas. Así mismo las correlaciones (27, 31 y 32) son de
corrección para llevar de módulos de elasticidad dinámicos derivados de registros de
pozos a módulos de elasticidad estáticos.
Estimación del ángulo de fricción interna básico
En el trabajo [21] se basaron en la distribución de ángulos de fricción básicos
con respecto al contenido de dolomía y el porcentaje de granos mayores que 0,06
mm, observándose que el ángulo de fricción básico generalmente incrementa con el
porcentaje de granos mayores y decrece con el contenido de dolomía. Un análisis de
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regresión múltiple resultó en una correlación basada en el contenido de dolomía y el
porcentaje de granos mayores a 0,06 mm como variables independientes:
)(%4,7)(2,104,32 granoscontenido dolomitab (33)
Por lo que el valor predicho a partir de la ecuación de regresión (33) puede ser
una estimación útil del ángulo básico de fricción interna para carbonatos puros con
aproximadamente de 6 °.
Valores típicos de Propiedades mecánicas en carbonatos en ciertas profundidades
Facies Profundidad (ft)Porosidad(fracción)
Densidadde la
matriz(g/cc)
Coeficientede Poisson
Módulo deYoung(MPsi)
Dolomitacon
anhidrita
2505,6 – 2711,1 0,035 – 0,247 2,91 - 2,84 0,252 – 0,303 9,18 – 3,86
Dolomita 2695 – 2715,2 0,038 – 0,250 2,76 - 2,90 0,239 – 0,380 7,55 – 2,87
Calizas 2518,5 – 2858,8 0,034 – 0,211 2,71 – 2,69 0,233 – 0,328 5,94 – 3,23
Tabla 4: Valores típicos de propiedades mecánicas en carbonatosFuente: Escalona, J. (2014)
RESUMEN DE LAS ACTIVIDADES REALIZADAS DURANTE EL
ENTRENAMIENTO INDUSTRIAL
1. Revisión bibliográfica.
2.
Identificar las metodologías para estimar propiedades mecánicas enyacimientos de rocas carbonáticas.
3. Analizar las correlaciones identificadas, para elaborar formularios donde se
determinen las variables o parámetros de entradas necesarios para los cálculos
de la propiedad mecánica de la roca con cada una de esas correlaciones.
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4.
Redacción de informe.
A continuación se explica detalladamente cada actividad realizada:
1.
Se procedió con la investigación y revisión bibliográfica orientada a conocer
los temas que se manejan en la pericia de geomecanica y en el negocio
petrolero, se utilizaron recursos digitales tales como videos y páginas de
internet así como recursos tradicionales tales como libros e informes técnicos,
con el objetivo de entrar en contexto.
2. Mediante la lectura, traducción e interpretación de múltiples informes técnicos
desarrollados por investigadores alrededor del mundo se llevó a cabo la
identificación de la metodología empleada en para la estimación de las
propiedades mecánicas en rocas carbonaticas y la importancia de esto en las
labores de exploración, perforación y producción de pozos petroleros.
3. Basándose en la actividad anterior se seleccionaron un grupo de correlaciones
utilizadas para estimar propiedades mecánicas en carbonatos, y fueron
sometidas a un análisis donde se pusieron de manifiesto las variables y parámetros de entrada de cada una de estas correlaciones así como las
relaciones de estas con las características del yacimiento.
4.
Se realizó la redacción de un informe técnico basándose en las actividades
anteriores donde se reflejara los conocimientos adquiridos y las correlaciones
analizadas con el objetivo de ser utilizadas posteriormente en el desarrollo de
modelos geomecanicos de este tipo de yacimientos.
Adicionalmente a estas actividades también se pudo participar en el curso de
geomecánica aplicada a la industria petrolera, y en actividades de recreación y
esparcimiento tales como los juegos intergerencias y las actividades de fin de año
realizadas por la empresa.
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[21]
D. M. Cruden, X. Q. Hu. Basic Friction Angles of Carbonates Rock from
Kananaskis Country. For submission to International Association of
Engineering Geology Bulletin.
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LISTA DE ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS
E: Modulo de Young
Est: Modulo de Young estáticoEdin, Ed: Modulo de Young dinámico
σ: Esfuerzo normal
ε: Deformación
ν: Coeficiente de Poisson
UCS: Resistencia a la compresión no confinada
K: Modulo de Bulk
Δt, DTc: Tiempo de transito onda compresional
: Porosidad
V p: Velocidad de onda P
Vs: Velocidad de onda S
Ts: Resistencia a la tracción
Is: Índice de carga puntual
dm: Tamaño medio del grano
ρ b, ρ bulk : Densidad aparente
Gdin: Modulo de Corte dinámico
PHIT: Porosidad total en v/v
αs: atenuación espacial de la onda ultrasónica
θ b: Angulo de fricción básico
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UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
“ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
VICE-RECTORADO BARQUISIMETO
COORDINACION DE ENTRENAMIENTO INDUSTRIAL
INGENIERIA MECANICA
PROGRAMA GUIA ENTRENAMIENTO INDUSTRIAL II
OBJETIVOS:
Aplicación de los conocimientos teorico-practicos adquiridos en el área
Específica de INGENIERIA MECANICA a las condiciones reales
ACTIVIDADES:
Las actividades a realizar por el pasante durante su entrenamiento Industrial
II, se van a realizar en el área de producción e ingeniería de Proyectos, (si la hubiere).
A. ESTADIA EN LA EMPRESA:
El tamaño y complejidad del área de producción va a variar dependiendo del tipo de
empresa. Las actividades que el estudiante desarrollará serán las siguientes:
A.1 Estudio del proceso Industrial
A.1.1. Deberá estudiar el proceso industrial en su conjunto, aprendiendo el
manejo de todas las variables que tienen algunas influencias influencia en el proceso.
A.1.2. Deberá estudiar todos los aspectos teóricos en que se basa el proceso queutiliza esa industria. Deberá averiguar que patente utiliza la industria, donde fue
desarrollado el proceso y en qué fecha.
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A.1.3 Deberá desarrollar una actividad de operación manual o automática (en la sala
de control), a nivel de supervisor u operario. Aprendiendo que sucedería si se
abre o cierra o bien mueve o arranca algún dispositivo o máquina del conjunto del
proceso.A.1.4. Explicación técnica del flujograma del proceso. Estudio desde el punto de vista
teórico del proceso de cada uno de los elementos que lo integran.
A.2 Trabajo practico específico a realizar:
A.2.1.
a) El estudiante deberá participar en la elaboración y estudios de parada de
planta.
b) deberá participar de manera directa en la reparación de algunos de los
elementos de producción nombrados anteriormente (si existe oportunidad),
intervendrán a nivel de ejecución.
c) El estudiante deberá informarse sobre el trabajo que se realiza a nivel
de la gerencia de producción.
d) Deberá desarrollar la actividad de auxiliar de ingeniería, bajo las órdenes
de un ingeniero o técnico que la empresa seleccione para tal fin.
A.2.2.
a) El estudiante desarrollará un proyecto a trabajo que a juicio de la
empresa se necesite realizar en la misma o bien puede ser adjunto de un
ingeniero de la empresa que se esté desarrollando un proyecto o trabajo
específico.
b) El estudiante deberá detectar problemas técnicos de ingeniería a través de
una encuesta que realice entre el personal técnicamente calificado dentro de la
empresa. Problemas técnicos entiéndase:
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Fallas frecuentes en equipos o piezas de equipos, las cuales no estén de
acuerdo con las horas de funcionamiento normal que se especifican en
las características técnicas del equipo.
Modificaciones y rediseños para hacerlos más eficientes o bien para aumentar
su capacidad.
Diseños de un nuevo sistema que aumenta la eficiencia del proceso.
A.3 Área de Mantenimiento:
A.3.1. Reparación de:
a) Equipos que intervienen en la producción señalados en los apartes A.1.1 y A.1.2.
b) Equipos utilizados en el proceso.
b.1. Trenes de envase y ensamblaje.
b.2. Prensa y troqueles.
b.3. Trenes de pasteurización, llenado, etc.
c) Equipos de elevación y transporte.
c.1 Grúas.
c.2 Transportadores.
c.3 Equipo de manejo de materiales.
A.3.2. Taller de Mantenimiento:
a) Elaboración de piezas, utilizando las maquinas-herramientas.
b) Elaboración de piezas, utilizando fundición, forja estampado.
A.4 Diseño específico:
Durante su entrenamiento, el estudiante deberá realizar un proyecto. Eso
conlleva a que el estudiante desde el inicio de la pasantía desarrolle el PUNTO A.2.2.
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Del presente programa, seleccione un trabajo específico con asesoría del ingeniero
de la empresa y el profesor que la corregirá el Informe. (ES MUY
IMPORTANTE QUE EL PROFESOR CONOZCA DEL PROYECTO QUE ESTA
REALIZANDO EL ESTUDIANTE EN LA EMPRESA). El informe técnico quedeberá presentar será corregido en la parte de la Especialidad, solo si el
estudiante ha desarrollado el proyecto. A tal fin el Informe debe dividirse en:
a) Proyecto específico realizado (A.4)
b) Actividades cumplidas en los puntos: A.1. A.2. y A.3.
c) Deberá incluir en su informe, el presente programa, marcado en círculo
rojo los puntos que desarrolló.