Comportamiento de Yacimientos II

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1.- Desarrollo de la ecuación de balance materia en sus diferentes formas.

1.1 Conceptos básicos de balance volumétrico de fluidos producidos de un yacimiento. 1.2 Desarrollo de la ecuación de balance materia. 1.2.1 Información que requiere balance volumétrico. 1.3 Aplicaciones de la ecuación de balance de materia para yacimientos de:. 1.3.1 Aceite bajo saturados. 1.3.2 Aceite saturado. 1.3.3 Gas. 1.3.4 Gas y Condensado.

2.- Evaluación de la entrada de agua en los yacimientos

2.1 Clasificación de los acuíferos. 2.2 Determinación de la entrada acumulativa de agua en el yacimiento. 2.3 Evaluación del empuje hidráulico. 2.4 Determinación de la ecuación que representa la entrada agua en el yacimiento.

3.- Predicción del comportamiento de producción

3.1 Predicción del comportamiento de balance de materia para yacimientos: 3.1.1 De aceite bajo saturado. 3.1.2 De aceite saturado. 3.1.3 De gas. 3.1.4 De gas y condensado. 3.1.5 Geotérmicos y de acuíferos. 3.2 Aplicación de programas de computo comerciales. 3.3 Análisis de curvas de declinación. 3.3.1 Definiciones y tipos de curvas. 3.3.2 Aplicaciones.

Se define a la ingeniería de Yacimientos como la aplicación de los principiosCientíficos para estudiar los yacimientos y conocer su importancia bajo diferentesRitmos y mecanismos de flujo lo que permitirá llevar a cabo la explotación racionalde los mismos.

YACIMIENTO: es la porción de una trampa geológica que contiene hidrocarburosY que se comporta como un sistema interconectado hidráulicamente.

De entre las funciones de ingeniería de yacimientos se mencionan algunas de laPrincipales: Determinar el volumen original de hidrocarburos en el yacimiento Determinar y estudiar las propiedades de la roca y su relación con los fluidos

que contiene. Determinar y analizar el cambio en las propiedades físicas que sufren los fluidos

del yacimiento con la presión, temperatura. Efectuar la predicción del comportamiento primario de los yacimientos considerando

diversos programas de explotación, así como el aspecto económico para determinarel numero optimo de pozos

Determinar las reservas de aceite, gas y condensado. Estudiar y analizar pruebas de variación de presión contra tiempo. Efectuar estudios de recuperación secundaria. Calcular presiones a boca de pozo a partir de la presión en el fondo del pozo y de

datos PVT.

CONCEPTOS FUNDAMENTALES

Porosidad (Ø): La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos, que posee una roca y se define como lafracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos.Se calcula con la expresión:

Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede alcanzar es 1 (asumiendo que no existiese matriz, lo que no es físicamente posible). Muchas veces la porosidad es expresada como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar la ecuación 1 por 100.

Matemáticamente se puede explicar el concepto de porosidad con el siguiente ejemplo. Supongamos que un medio poroso se encuentra compuesto por esferas de radio R del mismo tamaño (estas esferas representan los granos o matriz de la roca), si las esferas se encontrasen dispuestas espacialmente de forma tal que los centros de cualquier grupo de esferas adyacentes corresponden a las cuatro esquinas de un cubo de lados iguales al diámetro de las esferas, como se puede ver en la figura 1, entonces el sistema total se encontraría formado por la repetición del espacio dentro del cubo y la porosidad de este sistema podría ser calculada obteniendo el volumen total de esferas (Ec. 2) y el volumen total del cubo (Ec. 3).

Si el volumen poroso se toma en cuenta tanto los poros aislados como los comunicados, a la porosidad se le llama porosidad absolutaSi en el volumen poroso solamente se consideran los poros comunicados, a la porosidad se le llama porosidad efectiva.

En el caso de una roca basáltica se puede tener una porosidad absoluta muy alta, pero muy reducida o nula porosidad efectiva.

Por otro lado, la porosidad puede ser primaria o secundaria dependiendo del proceso que le dio origen.

Porosidad primaria: La porosidad primaria o intergranular es aquella que se origina durante el proceso de deposición de materialque da origen a la roca.

Porosidad Secundaria: la porosidad secundaria es aquella que se origina por algunos procesos naturales o artificiales posteriores al momento en el cual los sedimentos que dieron origen a la roca fueron depositados.

Algunos procesos que dan origen a la porosidad secundaria de una roca son: la disolución, las fracturas y la dolomitización.

DisoluciónLa disolución es un proceso mediante el cual se origina una reacción química entre los fluidos que saturan el medio porosoy la matriz de la roca. Este proceso origina una modificación en el volumen poroso del sistema y por ende en la porosidad.

FracturasLas fracturas también contribuyen a la generación de porosidad secundaria. Después de producirse la deposición de sedimentosy originarse la roca, esta se puede encontrar sometida a procesos geológicos de deformación originados por actividades tectónicasque pueden generar fisuras o desplazamiento de los granos que conforman la matriz de la roca. Estas fracturas originan un aumentoen el volumen de espacios que pueden contener fluidos, lo que se traduce en un aumento en la porosidad.

DolomitizaciónLa dolomitización es un proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita. La reacción química que permite visualizar el proceso de dolomitización se muestra a continuación:

Ec. 2

Figura 1. Arreglo Cubico

Ec. 3

Como el volumen poroso (espacio que puede almacenar

fluidos) es igual al volumen total del cubo menos el

volumen de las esferas tenemos:

Ec. 4

Si se divide el volumen poroso por el volumen total del cubo, se obtendría el valor de la

porosidad del sistema.

Ec. 5Este tipo de arreglo o disposición de los granos se

conoce como arreglo cúbico y la porosidad de este

arreglo es la máxima porosidad teórica que se puede

obtener (47.64%).

Idealmente se pueden formar los siguientes tipos de empaquetamientos los cuales tienesDiferente valor de porosidad.

Cubico, porosidad 47.6 %Romboedral, porosidad 25.9 %Ortorrombico, Porosidad 39.54 %Tetragonal esfenoidal, porosidad 30.91 %.

METODOS DE DETERMINACION DE LA POROSIDAD

• Registros geofísicos a pozos

• Medición directa a núcleos en laboratorio• Porosimetros de gas• Comparación de pesos• Moliendo de muestras

Porosidad Medición

Ø = volumen Espac. Poroso / Vol. Roca.

Ejemplo:Si vol. Roca = 1000 cm3Si vol. Espacio Poroso = 265 cm3

La porosidad será:

Ø = 265 cm3 / 1000 cm3 = 0.265 = 26.5 %

La permeabilidad se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad.

Un ingeniero hidráulico francés de nombre Henry Darcy fue el primero que realizó estudios relacionados con el flujo de fluidos a través de medios porosos. En 1856 Darcy publicó su trabajo, en el cual se describían estudios experimentales de flujo de agua a través de filtros de arena no consolidada, los cuales tenían como objetivo procesar los requerimientos diarios de agua potable del pueblo de Dijon (Francia).

El equipo utilizado por Darcy (figura 1) consistió en un gran cilindro que contenía un paquete de arena no consolidada de un metro de longitud, el cual estaba sostenido entre dos pantallas de gasa permeable. En cada extremo había un manómetro conectado, los cuales medían la presión en la entrada y la salida del filtro cuando se dejaba fluir agua a través del paquete de arena no consolidada. La ecuación 1 expresa los resultados de los experimentos desarrollados por Darcy.

La permeabilidad puede ser absoluta, efectiva o relativa.

Permeabilidad absoluta; es la propiedad de la roca que permite el paso de De un fluido, cuando se encuentra saturada al 100 % de ese fluido.

Ecuación de Darcy

K = 𝑞

𝐴𝜇

𝐿

∆𝑝

Donde:

K – permeabilidad (Darcy)Q – Gasto (cm3/seg)µ - viscosidad (cp) (gr/cm-seg)L – Distancia (cm)A – Área (cm2)Δp – Diferencial de presión (atm)

En un núcleo se hizo pasar agua salada, obteniéndose los siguientes datos:

K – permeabilidad (Darcy)Q – Gasto (0.5 cm3/seg)µ - viscosidad (1 cp) (gr/cm-seg)L – Distancia (3 cm)A – Área (2 cm2)Δp – Diferencial de presión (2 atm)

Sustituyendo los datos anteriores en la ecuación de Darcy se obtiene el Valor de la permeabilidad absoluta:

K = 𝑞

𝐴𝜇

𝐿

∆𝑝(0.5/2) * 1 * (3/2) = 0.375 Darcys

Si en el mismo núcleo se hace pasar aceite a 3 cp de viscosidad con la misma presión Deferencial, se obtiene un gasto de 0.1667 cm3/seg, donde resulta:

K = 𝑞

𝐴𝜇

𝐿

∆𝑝(0.1667/2) * 3 * (3/2) = 0.375 Darcys

De lo anterior se observa que la permeabilidad absoluta es la misma con cualquier liquido Que no reaccione con el material de la roca y que la sature 100 %. Esto no se cumple con los gases debido al efecto de resbalamiento (klinkerberg)

Permeabilidad efectiva (ko, Kg, Kw). La permeabilidad efectiva a un fluido es la Permeabilidad del medio a ese fluido cuando su saturación es menor del 100 %.

Ko = permeabilidad efectiva del aceite.Kg = permeabilidad efectiva del gas.Kw = permeabilidad efectiva del agua.

Tarea. Investigar el efecto (klinkerberg)

Si en el núcleo de los ejemplos anteriores se mantiene una saturación de agua de 70% Y una de aceite de 30%, para una presión diferencial de 2 atmosferas, se obtienen los gastos de agua igual a 0.3 cm3/seg, y de aceite de 0.02 cm3/seg., se calculan las Siguientes permeabilidades efectivas:

Kw = 𝑞𝑤

𝐴𝜇

𝐿

∆𝑝= 0.3/2 * 1 * 3/2 = 0.225 darcys

Kw = 𝑞𝑜

𝐴𝜇

𝐿

∆𝑝= 0.02/2 * 1 * 3/2 = 0.045 darcys

= 0.225 + 0.045 = 0.270

Aquí se observa que la sw de las permeabilidades efectiva es menor que la permeabilidadAbsoluta.

Porosidad absoluta. Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o nointerconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosímetros comerciales. Unaroca puede tener una porosidad absoluta considerable y no tener conductividad de fluidos debidoa la carencia de interconexión poral. La lava es un ejemplo típico de esto.

Porosidad efectiva. Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto deroca. Esta porosidad es una indicación de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sinembargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca. La porosidad efectiva esafectada por un número de factores litológicos como tipo, contenido e hidratación de arcillaspresentes en la roca, entre otros.

Porosidad no efectiva. Es la diferencia que existe entre las porosidad absoluta y efectiva.

Porosidad primaria o intergranular. La cual se desarrolló al mismo tiempo que los sedimentosfueron depositados. Rocas sedimentarias con este tipo de porosidad son: areniscas (detríticas oclásticas) y calizas (no detríticas). La porosidad primaria a su vez se clasifica en:

Porosidad intercristalina. Se refiere a los espacios existentes entre los planos de un cristal oespacios vacíos entre cristales. Muchos de éstos poros son sub-capilares, v.g. poros menores de0.002 mm de diámetro. La porosidad que se encuentra entre cristales o partículas tamaño lodo sellama comúnmente “microporosidad”.

Porosidad Integranular. Es función del espacio vacío entre granos, es decir, de los espaciosintersticiales de toda clase en todo tipo de roca. Esta porosidad comprende tamaño sub-capilar asuper-capilar. Generalmente, los espacios tienen un diámetro mayor de 0.5 mm.

Planos estratificados. Existe concentración de espacios vacíos de diferentes variedades paralelosa los planos de estratificación. Las geometrías mayores de muchos yacimientos petroleros estáncontroladas por este tipo de porosidad. Entre las causas de espacios vacíos en los planosestratificados se cuentan: diferencias de los sedimentos depositados, tamaño de partículas yarreglo de depositación y ambientes de depositación.

Porosidad secundaria, inducida o vugular. Ocurre por un proceso geológico o artificialsubsiguiente a la depositación de sedimentos. Puede ser debida a la solución o fractura (artificialo natural) o cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita). La porosidad secundaria esel resultado de un proceso geológico (diagénesis y catagénesis) que tomó lugar después de ladepositación de los sedimentos. La magnitud, forma, tamaño e interconexión de los poros podríano tener relación directa de la forma de las partículas sedimentarias originales. La porosidadsecundaria se clasifica en:

Porosidad de disolución. Integrada por canales resultantes de la disolución del material rocosopor acción de soluciones calientes o tibias que circulan a través de la roca. Las aperturas causadaspor meteorización (juntas alargadas y cavernas) y espacios vacíos causados por organismosvivientes pueden sufrir alargamiento debido a dilución.

Dolomitización. Es el proceso mediante el cual la caliza se transforma endolomita según la siguiente reacción:

Algunas rocas carbonatas están constituidas solamente por calizas. Si el agua circulante através del espacio poroso contiene suficientes cantidades de magnesio disuelto, el calcioen la roca puede intercambiarse por el magnesio en solución. Como el magnesio esconsiderablemente más pequeño que el calcio, la resultante dolomita tendrá unaporosidad mayor, cuyo incremento oscila entre el 12-13 %.

Porosidad de Fractura. Son aperturas en la roca producto de fallamiento estructural de las rocas del yacimiento debido a tensión originada por actividades tectónicas tales como doblamiento y falla. Esta incluye juntas, fisuras, y fracturas. Las porosidades de fractura normalmente no superan el 1 % en carbonatos.

Espacios secundarios misceláneos. En esta clasificación se tienen: (1) a arrecifes, los cuales son aperturas en las crestas de anticlinales estrechos, (2) pinchamientos y llanos, los cuales son aperturas formadas por la separación de estratos sometidos a un suave desplome, y (3) espacios vacíos causados por brechas submarinas y conglomerados que resultan de movimientos gravitarios del material del fondo marino después de mitificación parcial.

Factores que afectan la porosidad

Tipo de empaque. Idealmente se pueden formar los siguientes tipos deempaquetamientos los cuales tienen diferente valor de porosidad. El incremento dela presión de confinamiento hace que los granos pobremente clasificados yangulares muestren un cambio progresivo de empaquetamiento aleatorio a unempaque más cerrado, reduciendo con ello la porosidad. Según el tipo de empaquese tienen los siguientes valores de porosidad:

Cúbico, porosidad = 47.6 %Romboedral, porosidad = 25.9 %Ortorrómbico, porosidad = 39.54 %Tetragonal esfenoidal, porosidad = 30.91 %

SATURACIÓN DE FLUIDOS, SfEs la relación que expresa la cantidad de fluido que satura el medio poroso. Conocidadicha cantidad y la extensión del volumen poroso se puede volumétricamentedeterminar cuanto fluido existe en una roca.

EFECTO KLINKENBERAunque este fenómeno no se presenta a menudo en campos petroleros, puede sercomún en los laboratorios, donde a bajas presiones la molécula de gas puede tener elmismo tamaño que el de los poros por lo que no se presenta un perfil de flujo o no existeflujo viscoso.

Realmente, para el caso de los gases, el fluido no se pega a la pared de los poros comorequiere la ley de Darcy y un fenómeno llamado deslizamiento toma lugar. Esteescurrimiento o desplazamiento del fluido a lo largo de los poros sugiere una aparentedependencia de la permeabilidad con la presión. La relación propuesta por Klinkenberentre presión y permeabilidad es:

Donde k∞ es la permeabilidad observada para fluidos incompresibles, P es la presiónpromedia, (Pa+Pb)/2, y b es una constante característica del medio poroso y del gas.

TIPOS DE PERMEABILIDADPermeabilidad absoluta. Es aquella permeabilidad que se mide cuando un fluidosatura 100 % el espacio poroso. Normalmente, el fluido de prueba es aire o agua.

Permeabilidad efectiva. Es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentraen presencia de otro u otros fluidos que saturan el medio poroso. La permeabilidadefectiva es función de la saturación de fluidos, siempre las permeabilidades relativasson menores que la permeabilidad absoluta.

Permeabilidad relativa. Es la relación existente entre la permeabilidad efectiva y lapermeabilidad absoluta. Esta medida es muy importante en ingeniería de yacimientos,ya que da una medida de la forma como un fluido se desplaza en el medio poroso.

Permeabilidad Equivalente para capas en paralelo y Flujo Radial

De la ecuación de Darcy V = 𝑘

𝜇

∆𝑝

∆𝐿

Pero V = 𝑞

𝐴

El área por tratarse de flujo radial, será:

𝐴 = 2𝜋 𝑟 ℎ

Sustituyendo esta en la ecuación de Darcy y dr por dL:

𝑞

2𝞹𝑟ℎ=

𝑘

μ

𝑑𝑝

𝑑𝑟Reagrupando Términos:

𝑑𝑟

𝑟=

2𝞹𝑘ℎ

𝑞μ𝑑𝑝Integrando:

𝑟𝑒𝑟𝑤 𝑑𝑟

𝑟=

2𝞹𝑘ℎ

𝑞μ 𝑝𝑒𝑝𝑤

𝑑𝑝

Sustituyendo límites:

log 𝑒𝑟𝑒

𝑟𝑤=

2𝞹𝑘ℎ

𝑞μ(𝑝𝑒 − 𝑝𝑤)

Despejando el gasto y aplicando la ecuación resultante para el caso que se estudio:

𝑞1 =2𝞹𝑘1ℎ1 (𝑝𝑒 −𝑝𝑤)

μ 𝑙𝑜𝑔𝑒𝑟𝑒

𝑟𝑤

𝑞2 =2𝞹𝑘2ℎ2 (𝑝𝑒 −𝑝𝑤)

μ 𝑙𝑜𝑔𝑒𝑟𝑒

𝑟𝑤

𝑞3 =2𝞹𝑘3ℎ3 (𝑝𝑒 −𝑝𝑤)

μ 𝑙𝑜𝑔𝑒𝑟𝑒

𝑟𝑤

𝑞𝑡 =2𝞹𝑘𝑒ℎ𝑡 (𝑝𝑒 −𝑝𝑤)

μ 𝑙𝑜𝑔𝑒𝑟𝑒

𝑟𝑤

Pero: 𝑞𝑡 = 𝑞1 + 𝑞2 + 𝑞3

Por lo que: 2𝞹𝑘𝑒ℎ𝑡 (𝑝𝑒 −𝑝𝑤)

μ 𝑙𝑜𝑔𝑒𝑟𝑒

𝑟𝑤

= 2𝞹𝑘1ℎ1 (𝑝𝑒 −𝑝𝑤)

μ 𝑙𝑜𝑔𝑒𝑟𝑒

𝑟𝑤

+ 2𝞹𝑘2ℎ2 (𝑝𝑒 −𝑝𝑤)

μ 𝑙𝑜𝑔𝑒𝑟𝑒

𝑟𝑤

+ 2𝞹𝑘3ℎ3 (𝑝𝑒 −𝑝𝑤)

μ 𝑙𝑜𝑔𝑒𝑟𝑒

𝑟𝑤

Simplificando Términos iguales queda: 𝐾𝑒ℎ𝑡 = 𝑘1ℎ1 + 𝑘2ℎ2 + 𝑘3ℎ3

Despejando: 𝐾𝑒 =k1h1 + k2h2 + k3h3

ℎ𝑡

Generalizando:𝐾𝑒 =

𝑖=1𝑖=𝑛𝑐 𝑘𝑖ℎ𝑖

𝑖=1𝑖=𝑛𝑐 ℎ𝑖

A continuación se vera como afecta las caídas de presión en in pozo la reducciónde la permeabilidad en la zona invadida por el filtrado de lodo:

Calculo de las caídas de presión en el yacimiento en la zona invadida, total del radio deDrene al pozo y considerando que no hubo invasión, con los siguientes datos:

Qo = 100 m3/dia h = 100 mµo = 2 cp re = 200 mKy = 10 md ri = 0.6 mKi = 1 md rw = 8.414 cm

La ecuación de Darcy con unidades de campo es:

𝑞𝑜 =22.8233 𝑥 10−3 𝐾ℎ (𝑝𝑒 − 𝑝𝑤)

µ𝑜𝑙𝑜𝑔𝑟𝑒𝑟𝑤

Despejando la caída de presión y considerando para la zona no invadida y sustituyendo losdatos se tiene:

Δ𝑝𝑦 =𝑞𝑜 µ𝑜 𝑙𝑜𝑔

𝑟𝑒𝑟𝑖

22.8233 𝑥 10−3 𝐾𝑦ℎ

Aplicando la ecuación anterior para la zona invadida y sustituyendo losdatos se tiene:

Δ𝑝𝑖 =𝑞𝑜 µ𝑜 𝑙𝑜𝑔

𝑟𝑖𝑟𝑤

22.8233 𝑥 10−3 𝐾𝑖 ℎ

La suma de las caídas de: Δ𝑝𝑦 + Δ𝑝𝑖 = kg/cm2

Considerando que no hubiera invasión:

Δ𝑝 =𝑞𝑜 µ𝑜 𝑙𝑜𝑔

𝑟𝑒𝑟𝑤

22.8233 𝑥 10−3 𝐾𝑦 ℎ

Δ𝑝 = kg/cm2

De lo anterior el daño causado por la invasión resulta obvio.

Δ𝑝𝑦

Δ𝑝𝑖

PERMEABILIDAD EQUIVALENTE PARA CAPAS EN SERIE Y FLUJO LINEAL.

PERMEABILIDAD EQUIVALENTE PARA CAPAS EN SERIE Y FLUJO RADIAL.

MOVILIDADEs la relación que existe entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de un fluido.

En un proceso de flujo multifásico, existe relación entre las movilidades de losfluidos, a esto se le conoce como relación de movilidad, M, normalmente seexpresa como la relación entre el fluido desplazante sobre el desplazado.

Si M < 1, significa que el crudo se mueve más fácilmente que el agua, si M = 1significaque ambos fluidos tienen igual movilidad y si M > 1, significa que el agua es muymóvilcon respecto al crudo.

TENSIÓN INTERFACIAL Y SUPERFICIAL

La interfase que separa a dos fases es una región con solubilidad limitada, que a losumo tiene el espesor de unas pocas moléculas. Se puede visualizar como unabarrera que se forma debido a que las fuerzas atractivas entre las moléculas de lamisma fase son mucho mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes.

La tensión superficial es una propiedad termodinámica fundamental de la

interfase. Se define como la energía disponible para incrementar el área de lainterfase en una unidad. Cuando dos fluidos están en contacto, las moléculas cercaa la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas porque unas son másgrandes que las otras, esto origina una superficie de energía libre/unidad de áreaque se llama tensión interfacial.

MOJABILIDAD

Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con él a extenderse o adherirse a unasuperficie sólida. Los compuestos polares orgánicos en el crudo reaccionan con la superficie de laroca convirtiéndola en mojable por petróleo.

Geológicamente el agua es mojable. El grado de mojabilidad está relacionado de la siguienteforma: Gas < Oil < Agua. Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto, el ángulo formado porellos (medido sobre el agua) se llama ángulo de contacto.

Medida de la mojabilidad. El ángulo de contacto es una medida indirecta de mojabilidad. Si θ < 90°se dice que el sistema es mojado por agua y si θ > 90° hace referencia a un sistema mojado poraceite. En virtud a la variación del contenido mineralógico del medio poroso y a la depositación decompuestos orgánicos procedentes del crudo, habrá zonas de diferente mojabilidad. Esto seconoce como mojabilidad dálmata. En un medio poroso el fluido mojante ocupa los poros menoresy el no-mojante los mayores. La mojabilidad de un gas prácticamente no existe, esto hace que elgas se localice en las zonas de mayor permeabilidad y porosidad.

DRENAJE, IMBIBICIÓN E HISTÉRESIS

Llámese drenaje la disminución de la fase mojante e imbibición el aumento de la fasemojante. Experimentalmente se demostró, que θ es mayor cuando la fase mojanteavanza sobre la roca que cuando se retira (histéresis). En un proceso de saturación ydesaturación las presiones capilares medidas no son las mismas en un proceso deimbibición que en un proceso de drenaje, debido a que el camino termodinámico esaleatorio y por tanto diferente, tal diferencia en los valores de presión capilar se conocecomo Histéresis.

El desplazamiento de petróleo por agua es un proceso de imbibición. Las curvas depresión capilar y permeabilidades relativas deben hacerse bajo condiciones deimbibición debido a futuros procesos de inyección de agua.

PRESIÓN CAPILAR

Es la diferencia de presión entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante.En un sistema poroso, se observa que las fuerzas inducidas por la mojabilidadpreferencial del medio con uno de los fluidos se extiende sobre toda la interfase,causando diferencias de presión mesurables entre los dos fluidos a través de lainterfase. Cuando los fluidos están encontacto, las moléculas cerca a la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas.

Si la interfase es curveada la presión sobre un lado (cóncavo con respecto alfluido más denso) excede la del otro lado (convexo con respecto al fluido másdenso), luego, esa diferencia es la presión capilar. El concepto de la presióncapilar como característica de una roca porosa resultó de la representación defenómenos capilares en tubos de diámetro pequeño (capilares). La interfase deun sistema petróleo-agua en un tubo de diámetro grande es plana porque lasfuerzas en las paredes del tubo se distribuyen sobre un perímetro grande y nopenetran en el interior. Por lo tanto, las presiones de los fluidos en las interfacesson iguales. Los poros de las rocas son análogos a los tubos capilares. Endiámetros pequeños, las fuerzas inducidas por la preferencia humectable delsólido por uno de los fluidos se extiende sobre toda la interfase, causandodiferenciales de presión entre los dos fluidos a través de la interfase.

PROPIEDADES PVT

Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un fluido enel yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y temperatura. Unpaso previo a un buen análisis PVT, consiste en la obtención de una muestrarepresentativa del yacimiento que esté a las condiciones de presión y temperatura delmismo. A éste respecto existen normas muy detalladas y compañías especializadas paratomarlas de acuerdo al tipo de fluido que se debe muestrear.

Un análisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos que no poseenésta información o muy nuevos que todavía no han sido evaluados. Por éstas razones sehan desarrollado una serie de ecuaciones o Correlaciónes empíricas que permitandeterminar las propiedades de los fluidos del yacimiento. A continuación se presentan lasprincipales características del gas y el petróleo y las Correlaciónes más usadas en sudeterminación. En general, el PVT se refiere al conjunto de propiedades de volumenmedidas a una presión y temperatura determinada. Estas propiedades son factorvolumétrico de formación del petróleo, que es función de la presión del yacimiento, delfactor volumétrico y de la compresibilidad del crudo, factores volumétricos del gas y elagua., gas disuelto en crudo que es función de la gravedad del crudo, temperatura,presión y gravedad del gas. La viscosidad del crudo es función de la Temperatura, presióny gas disuelto.

Presión del punto de burbuja

Se denota como Pb. Es la presión a la cual la primer burbuja de gas comienza aliberarse del petróleo. También es llamada presión de saturación. Cadayacimiento tiene su presión de burbuja particular.

Gas en SoluciónSe denota como Rs. También se le denomina solubilidad del gas en petróleo,razón gas disuelto y relación gas petróleo, RGP (en inglés GOR). Se definecomo la cantidad de gas medido a condiciones de superficie, que se disuelvenen un barril de petróleo, también medido a condiciones de superficie. Losfactores que afectan la solubilidad del gas en el petróleo, Rs, son:

• Presión, al aumentar la presión, aumenta Rs• Temperatura, al aumentar la temperatura, disminuye Rs• API, al aumentar la gravedad API, aumenta Rs

Factor de compresibilidad del petróleo

Se denota como co. Cuando la presión es mayor que la presión del punto de burbuja, elpetróleo en el yacimiento tiene todo el gas en solución. Cuando se aplica presión enexceso a éste sistema, el líquido sufre una disminución no lineal en su volumen quedepende de la temperatura y composición del petróleo. Esa pequeña variación en elvolumen es lo que se conoce como factor de compresibilidad del petróleo, que es muysignificativa en cálculos de Ingeniería de Yacimientos aunque en las demás ciencias sedesprecia tal factor debido a la poca compresibilidad.

Factor volumétrico de formación del petróleoSe denota por Bo o ßo. Se define como el volumen de petróleo (más su gas en solución)en el yacimiento, requerido para producir un barril de petróleo medido a condiciones desuperficie.

Por ejemplo, ßo = 1.5 B/BF significa que para tener un barril de petróleo en superficie (BarrilFiscal, BF) se requiere 1.5 barriles de petróleo en el yacimiento.

Factor volumétrico totalSe denota por Bt o ßt. Es un factor que representa el volumen de petróleo en elyacimiento a determinada presión y temperatura de la unidad volumétrica de petróleo acondiciones normales más su gas disuelto. El volumen en el yacimiento estará formadopor petróleo saturado con gas (a las condiciones de yacimiento) más gas libre.

Viscosidad del petróleo

Se denota como μ o. Se define como la medida de la resistencia del petróleo al flujo. Esusualmente medida en centipoises, cp, (gr/cm*seg). La resistencia al flujo es causadapor fricción interna generada cuando las moléculas del fluido tratan de desplazarseunas sobre otras. Los valores de μ o se requieren a diferentes presiones, tanto enIngeniería de Yacimientos como en Ingeniería de Producción. Si se dispone de unanálisis PVT las medidas de la viscosidad se reportan a la presión y temperatura delyacimiento y a diferentes presiones.

CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS.

Los yacimientos de hidrocarburos pueden tener características muy diferentesunos de otros, para su mejor estudio se han determinado los principales factoresque afectan su comportamiento y en base a ello podemos hablar declasificaciones de acuerdo a:

• Tipo de roca almacenadora

• Tipo de Trampa

• Fluidos almacenados

• Presión original del yacimiento

• Empuje predominante

• Diagramas de fase

De acuerdo con el tipo de roca almacenadora.Arenas:Cuya porosidad se debe a la textura de los fragmentos que la forman. Puedenser arenas limpias o sucias. Estas con limo, cieno, lignito, bentonita, etc.

Calizas porosas cristalinas:Su porosidad primaria es muy baja, es porosidad ínter-cristalina, puedetener espacios poros muy importantes debidos a la disolución.

Calizas oolíticas:Su porosidad se debe a la textura oolítica, con intersticios no cementados oparcialmente cementados.

Calizas detríticas:Están formadas por la acumulación de fragmentos de material calcáreo cementado.

Calizas fracturadas y/o con cavernas:Son sumamente atractivas por su alta permeabilidad debida al fracturamiento y ala comunicación entre las cavernas.Areniscas:Son arenas cementadas por materiales calcáreos o silicosos.Calizas dolomíticas o dolomitizadas:Su porosidad se debe al cambio del mineral calcita a dolomita.

De acuerdo con el tipo de trampa.

Estructuras, como los anticlinales:En estos casos la acción de la gravedad originó el entrampamiento de hidrocarburos.

Por penetración de domos salinos:Igual a casos anteriores, puede ir ligado adicionalmente a fallas y/o discordancias.

Por fallas:Las fallas pueden ocasionar una discontinuidad a las propiedades de flujo de la roca ypor ello la acumulación de hidrocarburos.

Estratigráficos:En este caso la acumulación de hidrocarburos se debe a los cambios de facies y/odiscordancias, por disminución de la permeabilidad, por acuñamiento.

Mixtos o combinados:Donde intervienen más de un tipo de los anteriores (Combinados).

De acuerdo al tipo de fluidos almacenados.

De aceite y gas disuelto:En este tipo de yacimiento la Pi>Pb por lo que todo el gas estará disuelto en el aceite alas condiciones de yacimiento. En este grupo se puede ubicar a los aceites

De aceite, gas disuelto y gas libre (casquete):Cuando Pi<Pb en la etapa de descubrimiento, el yacimiento tendrá gas libre desde suinicio, a este tipo de yacimientos se les llama también saturados.

De gas seco:Su composición y condiciones de T y P es tal que el yacimiento siempre tendrá gas ensuperficie se llega a recuperar volúmenes mínimos de líquidos.

De gas húmedo:Su composición y condiciones de P y T son tales que en el yacimiento es gas, pero acondiciones superficiales tenemos gas y liquido.

De gas y condensado retrogrado:A las condiciones originales de P y T es gas, pero al declinar la presión se forma una

fase liquida.

De acuerdo con la presión original en yacimiento de aceite.

Bajo saturados:La presión inicial es mayor que la saturación. Todo el gas esta disuelto.

Saturados:La presión inicial es igual o menor que la de saturación. Cuando pi<pb, hay gas libre, ya sea disperso o en forma de casquete.

De acuerdo con el tipo de empuje predominante.

(Tarea, investigar los diferentes empujes)

Por expansión de fluidos y la roca (Pi>Pb).Por expansión de gas disuelto liberado (Pi<Pb o Psat).Por expansión del gas libre.Por segregación gravitacional.Por empuje hidráulico.Por empujes combinados.Por empujes artificiales.

Figura 1. Aparato experimental de Darcy

Ec. 1

Donde:

v = Velocidad aparente de flujo (cm/seg).

L = Longitud del empaque de arena (cm).

Δh = Diferencia de los niveles manométricos (cm).

K = Constante de proporcionalidad (permeabilidad).

Balance de Materia El concepto de balance de materia se asocia en ingeniería de yacimientos con elequilibrio volumétrico que existe en el yacimiento entre los fluidos que originalmentecontiene y los que quedan en el, después de haberse producido una determinadacantidad de aceite debido a una declinación de la presión.

Permite conocer parámetros del yacimiento usando los datos de la historia de presióny producción, mediante el balance entre el volumen original de hidrocarburos y lasentradas de agua del acuífero e inyección al yacimiento y las salidas (producciones deagua, aceite y gas).

Balance de Materiales : Es una técnica usada en el análisis de yacimiento basada en la conservación de la masa del sistema considerado.

La Ecuación General de Balance de Materiales fue presentada por Schilthuisen 1941.

Definamos un volumen original, que desde ahora llamaremos volumen de control, definido por un limite o línea imaginaria conteniendo en su interior crudo, agua y gas. Fijado así este volumen de control, el mas simple balance de masa puede ser escrito en la forma:

BALANCE DE MATERIALES