3-propiedadesdelmedioporoso-mecanismosprimarios (1)

7/29/2019 3-PROPIEDADESDELMEDIOPOROSO-MECANISMOSPRIMARIOS (1)

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CAPITULO I

YACIMIENTOS DE

PETROLEO Y GAS

3. PROPIEDADES MEDIO POROSO-

MECANISMOS DE ENERGIA NATURAL

DOCENTE ING. FABIAN CAMILO YATTE

GARZON

MATERIAL DE TRABAJO EXCLUSIVO PARA LA

ASIGNATURA SIN NINGUN VALOR COMERCIAL

MAYO DEL 2009

TOPICOS DE EXPLORACION Y EXPLOTACION


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ING. FABIAN CAMILO YATTE G(UIS)

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CAPITULO I YACIMIENTOS DE PETROLEO Y GAS

3. PROPIEDADES MEDIO POROSO-MECANISMOS DE ENERGIA NATURAL

CONTENIDO

3.1 PROPIEDADES DEL MEDIO POROSO ............. ............. ............. ............. ............. ............. ............. ............. ............. ............. .. 3

3.1.1 POROSIDAD ..................................................................................................................................................................... 3

3.1.2 PERMEABILIDAD: ........................................................................................................................................................... 6

3.1.3 SATURACION: ................................................................................................................................................................. 8

3.2 MECANISMOS DE ENERGIA NATURAL................ ............. ............. ............. ............. ............. ............. ............. ............. .......... 13

3.2.1 EMPUJE POR AGUA: ..................................................................................................................................................... 13

3.2.2 GAS EN SOLUCION ...................................................................................................................................................... 14

3.2.3 CAPA DE GAS ............................................................................................................................................................... 16

3.2.4 DRENAJE O SEGREGACION GRAVITACIONAL ............. ............. ............. ............. ............. ............. ............. ............. . 16


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3.1 PROPIEDADES DEL MEDIO POROSO

3.1.1 POROSIDAD

En los yacimientos de petrleo la porosidad representa el porcentaje de espacio total que puede ser ocupadopor lquidos o por gases. Tambin se puede definir como: el volumen de huecos de la roca, adems define laposibilidad de sta de almacenar ms o menos cantidad de fluido. Se expresa por el porcentaje de volumen deporos respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta).

La siguiente figura fue obtenida mediante microscopia electrnica, en esta se puede observar la complejidad de

un medio poroso.

La porosidad se puede clasificar de dos maneras, de acuerdo a la interconexin de los granos, o a la formacin

del medio poroso en relacin a fenmenos geolgicos.


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Interconexin de los granos:

Porosidad absoluta. Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca est o nointerconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosmetros comerciales.

Porosidad efectiva. Es la que considera los espacios interconectados y que finalmente permitir quehaya flujo de fluidos.

Formacin de la roca (Geologa):

Porosidad primaria: La porosidad primaria es la que se origina cuando los granos se depositan,cuando la roca se forma. Es decir, esta porosidad es la porosidad original de la roca, y depende dealgunos factores como la redondez, la esfericidad, la seleccin de los granos, etc.

Porosidad Secundaria: La porosidad secundaria es la que se origina despus de la formacin de laroca, debido a factores externos. Dos ejemplos de porosidad secundaria: Cuando la roca se ha

formado, puede verse sometida a esfuerzos tectnicos que la deforman. Estos esfuerzos pueden


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llegar a generar grietas o fracturas en la roca. Las fracturas formadas pueden llegar a contenerfluidos.

El segundo caso en el que se presenta porosidad secundaria es en el que ocurre un proceso de disolucin. Notodos los granos que conforman una roca sedimentaria son iguales. Algunos de ellos se encuentran formados

por minerales que al entrar en contacto con algn fluido pueden disolverse. Si a esta roca le entra agua, va aocurrir que dichos granos se disolvern, dejando algunos espacios vacos adicionales a los que la roca poseaoriginalmente. Estos espacios adicionales constituyen la porosidad secundaria de la roca.

Factores que afectan la porosidad:

Material cementante. Cemento que une los granos y que se forma posterior a la depositacin ya seapor dilucin de los mismos granos o por transporte. Son cementos: Slice, CaCO3, arcilla y FeO. De lacalidad del material cementante depender la firmeza y compactacin de la roca. Se tiene, entonces,

formaciones consolidados, poco consolidados y no consolidados.


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Geometra y distribucin de granos. Cuando los granos son ms redondeados proporcionan mshomogeneidad al sistema y por ende la porosidad ser mayor.

Presin de las capas suprayacentes. Las capas suprayacentes pueden compactar el yacimiento yreducir el espacio poroso.

Presencia de partculas finas. La arcillosidad afecta negativamente la porosidad.

3.1.2 PERMEABILIDAD:

Es una medida de la facilidad con la cual los fluidos pueden fluir a travs de un medio poroso. Es una propiedadque depende del medio poroso ms no de los f luidos.

Existen diferentes tipos de permeabilidad:

Permeabilidad absoluta. Es aquella permeabilidad que se mide cuando un fluido satura 100 % elespacio poroso.

Permeabilidad efectiva. Es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presenciade otro u otros fluidos que saturan el medio poroso. La permeabilidad efectiva es funcin de lasaturacin de fluidos.

Permeabilidad relativa. Es la relacin existente entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidadabsoluta. Esta medida es muy importante en ingeniera de yacimientos, ya que da una medida de laforma como un fluido se desplaza en el medio poroso. La sumatoria de las permeabilidades relativases menor de 1.0.

El primero en definir matemticamente la permeabilidad fuel el ingeniero francs Henry Darcy el cual planteo

una ley fundamental para el flujo de fluidos en medios poros. El realizo experimentos que se basan en la


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aplicacin de un diferencial de presin a un sistema saturado por agua, al cual posteriormente incluyo arena yvario ciertas propiedades para estudiar el comportamiento de flujo.

A partir de estos experimentos se formulo la Ley de Darcy, la cual postula lo siguiente:

Para flujo lineal la ley de Darcy dice que la velocidad de un fluido homogneo en un medio poroso esproporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presin) e inversamente proporcional a la viscosidad. Darcyrequiere que el fluido se adhiera a los poros de la roca, sature 100 % el medio y flujo homogneo y laminarocurra. A su vez encontr la siguiente relacin matemtica para un sistema lineal.

Esta ecuacin se ha convertido en una herramienta fundamental para los ingenieros de produccin ya que apartir de esta se puede encontrar el caudal de produccin de aceite de un pozo.


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Cabe resaltar que la ecuacin anteriormente presentada es una idealizacin y est basada en supuestos quedefieren de la forma real del flujo del medio poroso, ya que en este se presenta no solamente flujo lineal, sinotambin radial, o esfrico, adems depende tambin de la componente de gravedad. Para efectos prcticos dela materia solo se presenta la ecuacin general sin entrar en detalle en esta. Por otro lado la ecuacin esta

planteada para agua, en el caso de gas la ecuacin ya no es vlida y se tendran que realizar variasmodificaciones.

Efecto Klinkenberg.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 fenmeno llamado deslizamiento toma lugar.

3.1.3 SATURACION:

Est definida como la fraccin del volumen poroso ocupado por un fluido dado.

Saturacin de aceite = (So) = fraccin porosa ocupada por aceite

Saturacin de gas = (Sg) = fraccin porosa ocupada por gas

Saturacin de agua = (Sw) = fraccin porosa ocupada por agua

3.1.4 TENSION SUPERFICIAL E INTERFACIAL.

Cuando dos fluidos estn en contacto, las molculas cerca a la interfase se atraen desigualmente por susvecinas porque unas son ms grandes que las otras, esto origina una superficie de energa libre/unidad de

poroso

fluido

fV

VS =

1=++ gwo SSS


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rea que se llama tensin interfacial. La tensin interfacial, , es la tensin que existe entre la interfase de dosfluidos inmiscibles.

Se puede visualizar como una barrera que se forma debido a que las fuerzas atractivas entre las molculas dela misma fase son mucho mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes. La tensin superficial es

una propiedad termodinmica fundamental de la interfase. Se define como la energa disponible paraincrementar el rea de la interfase en una unidad

A medida que la tensin interfacial se hace ms baja, las dos fases se aproximan ms a la miscibilidad. A medidaque el sistema se aproxima al punto crtico, las dos fases se hacen indistinguibles y la tensin superficial sehace cero. El valor de la tensin interfacial entre crudo y agua, ow, oscila entre 10 y 30 dinas/cm (10 a 30mN/m).

Si los fluidos son un lquido y su vapor, entonces se aplica el trmino de tensin superficial.


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3.1.5 MOJABILIDAD

Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con l a extenderse o adherirse a una superficie slida.El grado de mojabilidad est relacionado de la siguiente forma: Gas < Oil < Agua.

Los compuestos polares orgnicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtindola en mojablepor petrleo. El ngulo de contacto es una medida indirecta de mojabilidad. Si < 90 se dice que el sistema esmojado por agua y si > 90 hace referencia a un sistema mojado por aceite. En virtud a la variacin del

contenido mineralgico del medio poroso y a la depositacin de compuestos orgnicos procedentes del crudo,habr zonas de diferente mojabilidad. Esto se conoce como mojabilidad dlmata. En un medio poroso el fluidomojante ocupa los poros menores y el no-mojante los mayores. La mojabilidad de un gas prcticamente noexiste, esto hace que el gas se localice en las zonas de mayor permeabilidad y porosidad.


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3.1.6 PRESION CAPILAR

Es la diferencia de presin entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante. En un sistema poroso, seobserva que las fuerzas inducidas por la mojabilidad preferencial del medio con uno de los fluidos se extiendesobre toda la interfase, causando diferencias de presin mesurables entre los dos fluidos a travs de lainterfase.

El fenmeno presente en la Fig. se debe a que Pc1 (presin capilar) quiere mover el oil hacia la izquierda y Pc2hacia la derecha, puesto que el radio en la izquierda es menor, la presin capilar, Pc, es mayor y se requierecierto gradiente de presin (mayor que Pc) para mover la burbuja. El agua moja fuertemente la superficie conun ngulo de contacto. Se puede observar que la presin de petrleo es mayor que la de agua, sin importar lalongitud del tubo. El agua puede desplazarse mediante inyeccin de aceite. El aceite se desplazarespontneamente si la presin de la fase de aceite se reduce, aunque la presin en la fase de agua es menor

que la de aceite.


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3.2 MECANISMOS DE ENERGIA NATURAL

3.2.1 EMPUJE POR AGUA:

El agua en un acufero esta comprimida, pero a medida que la presin del yacimiento disminuye, esta seexpande y crea una invasin natural de agua en el lmite. La geologa del yacimiento, la Heterogeneidad yposicin estructural, afectan la Eficiencia del recobro.

En este tipo de yacimientos se pueden llegar a obtener factores de recobro entre 30 y 50%. Un buen controlde la tasa produce altas cantidades de aceite por largo tiempo, pero si emplean altas tasas de produccin, elyacimiento se depleta rpidamente y gran cantidad de agua ingresara a los pozos productores ocasionandoaltos cortes de agua. Este fenmeno se conoce como CONIFICACION (Coning). En pozos horizontales elfenmeno se conoce como Cresting.


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3.2.2 GAS EN SOLUCION

Definamos en primer lugar lo que se entiende por gas en solucin. stese define como el gas que est disuelto en el aceite, es decir, que no seencuentra en una capa libre o formando una sola fase.

El empuje por gas en solucin, tambin conocido como empuje por gasinterno, empuje por gas disuelto, empuje por depletacin, empujevolumtrico o empuje por expansin de fluidos, se presenta cuando lafuente predominante de energa para el yacimiento proviene de laexpansin del gas que es liberado del aceite a medida que la presin delyacimiento decrece y la habilidad del aceite para mantener el gas

disuelto disminuye.


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La dinmica del empuje por gas en solucin puede describirse de la siguiente forma: a medida que la presin sereduce, el gas liberado en el espacio poroso se expande, y desplaza al aceite hacia los pozos productores.Puesto que el gas es un fluido altamente compresible, ste se expande y desplazar considerablemente msaceite que el volumen que inicialmente era ocupado por el lquido. Esto es, en la medida en que el gas desplace

al aceite, ste ltimo, que antes estaba confinado en los poros de la roca productora, ocupar ahora un volumenmayor que el que ocupaba inicialmente en los espacios intersticiales de dicha roca.

La eficiencia de este mecanismo depende de la cantidad de gas en solucin, de las propiedades de la roca y delpetrleo y de la estructura geolgica del yacimiento. Los recobros que se logran son bajos 10 a 30%.

La tasa de produccin debe ser cautelosamente manejada de tal manera que no vaya a presentarse unaproduccin prematura de gas, lo que en la prctica debe aplazarse hasta que sea necesario, pues de locontrario, si el gas del yacimiento se escapa hacia la cara del pozo antes del tiempo, no habr un fluido quedesplace al aceite hacia superficie.

En la ltima etapa de agotamiento, la presin del yacimiento y la produccin de aceite caen drsticamente amedida que el GOR se incrementa. En la etapa de agotamiento final, el GOR llega a un mximo, y luego declinauniformemente junto con la produccin del yacimiento y su produccin.

Un yacimiento con empuje por gas en solucin tendr una tasa de produccin alta por uno o dos aos. Luego lapresin del yacimiento empezar a declinar lentamente y siendo el GOR relativamente bajo. Siguiendo elproceso, la curva de produccin ir declinando con la correspondiente cada de presin del yacimiento. Almismo tiempo, el GOR mostrar un brusco incremento hasta alcanzar un punto mximo despus del cualempezar a descender. Este tipo de empuje es de efmera duracin, y es por esto, que en algunos yacimientos

se requiere de un mtodo de levantamiento artificial en la etapa inicial de su vida productiva.


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3.2.3 CAPA DE GAS

A medida que la presin disminuye por debajo del punto de burbuja, y la saturacin de gas en el crudo alcanzaun mximo, se comienza a liberar gas, originando de esta forma una capa de gas en la parte superior del crudo,la cual va aumentando con la disminucin de la presin.

La recuperacin que se espera puede variar de un 20% de OOIP hasta un 40%.

Esta limitada por la produccin de gas. Altos cortes de gas.

Como sucede en los yacimientos de empuje por agua, la presin del yacimiento decrece hasta que el gradientealcanza la capa de gas. Entonces, el gas se expande y desplaza al aceite hacia los pozos productores. Si la capade gas es grande, la formacin productora tendr un buen soporte de presin y la tasa declinara muylentamente, hasta que la capa de gas alcance a los pozos productores. Debido al efecto de las permeabilidades

relativas, la tasa de produccin de gas se incrementa tan rpidamente como disminuye la tasa de aceite.

3.2.4 DRENAJE O SEGREGACION GRAVITACIONAL

Por lo general, en un yacimiento existen tres fluidos principales: el petrleo, el agua y el gas. A menos que no setrate de un hidrocarburo bituminoso la densidad del petrleo ser mayor a la del gas y menor a la del agua,esto quiere decir que la sustancia que tendr menos fuerza gravitatoria ser el gas, siguindole el petrleo ypor ltimo el agua (como se muestra en la figura 1).


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Ahora bien, Cmo afecta la gravedad para producir naturalmente petrleo?, recordemos que la manera deque un petrleo pueda movilizarse dentro de un yacimiento es por la diferencia de presiones, recordemos queel menor esfuerzo que realiza la roca es hacia los poros causando un empuje hacia el fluido que a su vezpresenta una expansin en su volumen.

En este tipo de yacimientos el gas libre que una vez estuvo disuelto en el crudo se mueve por efectogravitatorio (y por ser menos denso) hacia el tope del yacimiento mientras que el petrleo se moviliza haciaabajo por efecto de la permeabilidad vertical y de la presin existente entre los dos fluidos.

Para que lo anterior ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical de modo que sea mayor que lasfuerzas viscosas dentro del yacimiento, esto se traduce a que debe haber mayor facilidad de moverseverticalmente que movilizarse horizontalmente, el movimiento siempre se realizar hacia donde haya menosdificultades; esto pasa cuando se da la segregacin gravitacional.


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EJERCICIO

1- Que preferira usted como ingeniero de petrleos tener datos de porosidad efectiva o porosidad absoluta? Por que?

2- Para el estudio de la porosidad se realizo un moldeo cubico el cual tiene ocho esferas uniformes yperfectamente empaquetadas de radio r, de acuerdo a la definicin de porosidad calcule la porosidad que setiene en este arreglo cubico.

3-Que tipo de roca puede ser de acuerdo a la porosidad?

4- Se tiene un tubo capilar como se muestra en la figura de radio 1 ft, de longitud 5 pies y si la cada de presines de alrededor de 0.5 atmosferas y se bombea un fluido de 2 cp de viscosidad a un caudal de 2 BBL/DIA,determine la permeabilidad del tubo capilar de acuerdo a la Ley de Darcy.

5- Que es preferible tener: una roca mojada por aceite o por agua?. Por que?

6-Cul es el valor de un barril de crudo WTI en US$ al da de hoy?

PARTE DE LA INFORMACION FUE TOMADA DEL LIBRO DE FREDDY ESCOBAR FUNDAMENTOS DE INGENIERIA

DE YACIMIENTOS

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