• PERMEABILIDAD RELATIVA:
La permeabilidad relativa es la relación entre la permeabilidad efectiva de un fluido en
particular, con una saturación dada, y la permeabilidad absoluta de ese fluido en
condiciones de saturación total.
• MOJABILIDAD:
Propiedad de adhesión de un fluido (Agua, petróleo) a la roca
• DRENAJE:
El drenaje es el proceso por el cual la fase no-mojante desplaza, del medio poroso, a la
fase mojante. Es un proceso forzado (no espontáneo) pues las fuerzas capilares tienden a
retener la fase mojante dentro de la estructural capilar.
• IMBIBICIÓN:
La imbibición es el proceso espontáneo de desplazamiento, con una fase mojante, de la
fase no-mojante. Este proceso no requiere aplicación de fuerzas externas al sistema roca-
fluidos
EXPLICACIÓN: Si por alguna razón, el drenaje se interrumpe y comienza un desplazamiento
con agua (por pérdida del sello de la trampa o por inyección de agua durante la
explotación de un reservorio), la presión capilar del sistema evoluciona conforme a la
curva de imbibición.
El desplazamiento del hidrocarburo no es completo durante la imbibición, pues parte del
mismo queda retenido en la estructura poral bajo la forma de Saturación residual de
petróleo
YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO
El gas condensado, es un fluido monofásico a condiciones de yacimiento originalmente.
Está compuesto por metano, etano, y otros compuestos de cadena corta, además, se
encuentran elementos pesados o de cadena larga.
Éste tipo de gas, bajo condiciones de presión y temperatura adecuadas, se convertirá en
un fluido bifásico. A éste comportamiento se le conoce como condensación retrograda.
CARACTERISTICAS DE UN FLUIDO CONDENSADO
En la superficie, se producirá gas y líquido, por encontrarnos a presión atmosférica o
menor a la de punto de rocío. Los fluidos producidos poseerán las siguientes
características:
Color: incoloro, amarillo, anaranjado, marrón, verdoso y se ha reportado negro.
Densidad: El líquido, estará entre 40 y 60 °API.
Relación gas condensado: 5000 a 100000 PCN/BN.
El líquido condensado, en el yacimiento generalmente no fluye o no se puede producir.
COMPONENTES DEL FLUIDO COMO AFECTAN AL VOLUMEN
Durante la producción de yacimientos de gas condensado, las mayores caídas de presión
se presentan en las cercanías de los pozos productores, por lo que la formación de líquido
condensado en primera instancia se originará en ésta zona.
El volumen de la fase liquida, no sólo depende de la presión y la temperatura, sino de los
componentes que conforman el gas, es decir, un gas sin componentes pesados
suficientes, no desprende líquido al bajar la presión, en cambio un gas con componentes
de cadena larga suficientes si generará liquido al bajar la presión del punto de rocío
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO A PROFUNDIDADES
Al alcanzar mayores profundidades en pozos perforados en muchas áreas, la tendencia
de los descubrimientos ha sido hacia yacimientos de tipos de gas y de condensados de
gas .Mientras que los descubrimientos de petróleo predominan a profundidades menores
de 8.000 pies, los descubrimientos de yacimiento de gas y de condensado de gas
predominan a profundidades mayores de 10.000 pies. La disminución de descubrimientos
a profundidades mayores a 12.000 pies de debe al menor número de pozos perforados
por debajo de esta profundidad, y no a la ausencia de hidrocarburos.
Fig. 2.1 yacimientos a diferentes profundidades
BLOQUE DE LÍQUIDO CONDENSADO
Cuando se forman las primeras gotas de líquido, éste permanece inmóvil debido a fuerzas
capilares, es decir, la gota formada quedará atrapada en los poros; esto nos lleva al
estudio de la movilidad del líquido, que viene dado por la relación entre la permeabilidad
relativa y la viscosidad.
La saturación del condensado es mayor cerca del pozo, porque la presión es más baja, lo
que implica más condensación de líquido. La permeabilidad relativa al petróleo, Kro,
aumenta con la saturación. La reducción de la permeabilidad relativa al gas, Krg, cerca
del pozo, ilustra el efecto de la formación de bloque de líquido condensado, que no
permite el flujo del gas al pozo, es decir, al acumularse suficiente liquido en la vecindad
del pozo, el gas y el líquido compiten por la trayectoria de flujo, por la reducción de la
movilidad del gas, que ve obstruido su camino por el líquido, se forma el bloque de líquido
condensado
ZONA DE CONDENSACION RETROGRADA
Generalmente en yacimientos de gas condensado al caer la presión por debajo del valor
de la presión de rocío, el gas en el yacimiento empieza a transformarse en líquido,
formando una fase discontinua y no móvil, si la presión sigue disminuyendo el líquido que
se ha formado vuelve a su estado gaseoso; este fenómeno ocurre en fracciones de
segundos. En el diagrama que está en esta hoja podemos observar dicha zona en color
rojo.
Como la presión de un yacimiento cae al producir su contenido será necesario
implementar un método para mantener la presión del yacimiento mayor a la presión de
punto de roció, estos métodos generalmente son inyección de fluidos para mantener
estable la presión del sistema.
INTERPRETACION DEL DIAGRAMA DE FASES DEL GAS CONDENSADO
En los puntos B y B1 existe una producción de gas retrogrado
En el punto B1 llegamos a la curva de la envolvente ósea en el punto de roció en
la cual existe la primera burbuja infinitesimal de petróleo en el gas
En el punto B1 hasta B2 al disminuir la presión se obtiene la condensación del
gas a solución de gas o forma liquido
En el punto B2 hasta B3 la solución de gas o liquido retrogrado queda atrapado en
los poros más pequeños de la roca (no alcanza saturación critica del líquido no
puede fluir hacia los poros).
Además en este punto a condiciones de separador la fase liquida formada vuelve
a llegar al punto de roció
METODOS PARA OBTENER MUESTRAS DEL FLUIDO DE GAS CONDENSADO EN
EL YACIMIENTO
Con equipo especial de muestreo que se baja dentro del pozo sujetado por un
cable de acero.
Tomando muestras de gas y petróleo a las mismas proporciones medido al tiempo
de muestreo; siempre y cuando en el primer pozo; al comienzo de las operaciones
de producción.
PROBLEMAS ASOCIADOS A LA EXPLOTACIÓN DE GAS CONDENSADO
Acumulación de líquidos en los pozos
La presencia de líquidos en los pozos de gas afecta negativamente las características de
Flujo de estos pozos. La presencia de estos líquidos proviene de la condensación de
hidrocarburos (condensado) o de agua producida en conjunto con el gas, en ambos
casos, la fase liquida de alta densidad debe ser transportada a superficie por el gas.
Si el gas no suministra la suficiente energía de transporte para levantar los líquidos estos
se acumulan en el fondo del pozo produciendo una formación lo cual afecta
negativamente la capacidad productiva de los mismos, lo cual en pozos de baja presión
de fondo los líquidos pueden matar al pozo
Inicialmente los pozos tienen presión y tasas de flujo elevadas que impiden la
acumulación de estos líquidos en el fondo, pero a medida que la presión de fondo
disminuye aumenta la producción de líquido, lo cual hace necesario ayudarlo de manera
artificial
Acumulación de líquidos en la formación
Unas de las características básicas de los yacimientos de gas condensado es la
formación de condensado retrogrado, cuando la presión de la mezcla de hidrocarburo cae
por debajo de la presión de roció durante el agotamiento isotérmico de presión presente
en el yacimiento inicial.
Desarrollo de un anillo de condensado
Un banco o anillo de condensado retrogrado crece alrededor de un pozo de gas
condensado cuando la presión de fondo fluyente cae por debajo de la presión de roció el
crecimiento de este anillo de condensado es debido a la declinación de presión
generando así una disminución de la productividad del pozo y por ende una pérdida de
componentes pesado en la superficie.
Este comportamiento es particularmente rápido en yacimientos de gas condensados ricos
o húmedos, donde poseen un punto cercano de roció.
MÉTODO DE BALANCE DE MATERIALES YACIMIENTO DE GÁS CONDENSADO
Este método toma en cuenta varios factores que en el método volumétrico no se conocían aun. Sin embargo este método solo se aplica para la totalidad del yacimiento, por la migración del gas de una parte a otra tanto en yacimientos volumétricos como aquellos con empuje hidrostático, el método de balance de materiales no es más que:
La aplicación de la ley de conservación de material ala producido de un fluido en el reservorio
Balance materiales en el yacimiento y la superficie La producción de fluidos se relaciona con la caída de presión
La ecuación de balance de materiales se usa para:
Determinación del petróleo original In situ y del gas original in situ Evaluar la cantidad de fluidos presentes en el reservorio a cualquier tiempo Determinar la inferencia de agua Cuantificar los diferentes tipos de impulsión del reservorio
DEFINICIÓN
La ley de Darcy determina el flujo de fluidos a través de medios porosos.
VARIABLES QUE INTERVIENEN EN LA LEY DE DARCY
Q: caudal
K: permeabilidad
A: área transversal al flujo
: viscosidad
dH: diferencial de potencia
dL: diferencial de la muestra
CONDICIONES DE VALIDEZ DE LA LEY DE DARCY
La ley es precisa siempre y cuando exista:
Fluido incompresible
Homogéneo y monofásico
Que no reaccione con el medio poroso
Viscoso
Flujo lineal, no turbulento
Isotérmico
Viscosidad independiente de la presión
Flujo que satura 100% el medio poroso
Medio homogéneo e isótropo DEDUCCIÓN
(a)
(b)
Reemplazando (b) en (a)
(c)
Aplicando la ecuación de la energía a los puntos A y B de la figura tenemos
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
Integrantes :
Andrés Aldás Isabel Borja
Porosidad
Porosidad
La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca
Cuantitativamente, la porosidad es la relación del volumen de poros
y el volumen total (Bulk Volume)
Tipos de Porosidad
Absoluta:La porosidad absoluta es considera como el volumen poroso el total de poros estén o no interconectados.
Efectiva:La porosidad efectiva se refiere al porcentaje de poros interconectados que permiten la circulación de fluidos. O se considera como el volumen poroso solamente conectados entre si.
No Efectiva:Esta porosidad no efectiva representa la diferencia entre las porosidades anteriores, es decir, la porosidad absoluta y la efectiva
Según su origen y tiempo de deposición de las capas:
- Porosidad Primaria:
Es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la formación o denostación del estrato.
Los poros formados en esta forma son espacios vacíos entre granos individuales de sedimento.
Es propia de las rocas sedimentarias como las areniscas (Detríticas o Clásticas) y calizas oliticas (No-Detríticas), formándose empaques del tipo cúbico u ortorrómbico.
Porosidad Secundaria o Inducida:
Es aquella que se forma a posteriori, debido a un proceso geológico subsecuente a la denostación del material del estrato o capa. Esta porosidad puede ser:
.
Porosidad en disolución:
Disolución de material solidó soluble constitutivo de las rocas.
Porosidad por Fractura:
Originada en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo.
Porosidad por Dolomitizacion:
Proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas, que son mas porosas
Calidad de la roca en función a la porosidad
La calidad de la roca yacimiento puede ser determinada en función a la porosidad, como se observa
Muy buena > 20%Buena 15% – 20%Regular 10% – 15%Pobre 5% – 10%Muy pobre < 5%
Primario
• Esfericidad de las partículas y la angulosidad• Embalaje• Clasificación (granulometrías variables)
Secundaria (diagenética)
• Materiales conglomerantes• Esfuerzo de sobrecarga (compactación)• Tejido original, la mineralogía y la fracturación (esfuerzo regional)
Factores que afectan la porosidad
MEDICIÓN DE LA POROSIDAD EN EL LABORATORIO
Las técnicas de medición en el laboratorio
consisten en determinar dos de los tres parámetros
básicos de la roca (volumen total, volumen poroso
y volumen de los granos)
En la figura se puede apreciar como una muestra
de núcleo de diámetro pequeño es extraído del
núcleo o corona.
muestras de diámetro
pequeño (entre 25 – 40 mm)
Determinación del volumen total
El volumen total puede ser calculado por medición
directa de las dimensiones de la muestra utilizando
un vernier
Para muestras de volúmenes irregulares el
procedimiento utilizado usualmente consiste en la
determinación del volumen de fluido desplazado por
la muestra.
Determinación del volumen de los granos
En estos métodos se utilizan muestras consolidadas y se le extraen
los fluidos con un solvente que posteriormente se evapora.
Tomando la densidad del cuarzo (2.65 gr/cc)
como valor promedio de la densidad del grano, el
volumen de los granos puede ser determinado
con el peso de la muestra como se observa en la
ecuación. Este método se utiliza en trabajos que
no requieren gran exactitud.
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