presentacion completa

Universidad de América - Yacimientos I 1Universidad de América - Yacimientos I 1

Introducción

Ing. Camilo Santacruz Reyes

Universidad de América - Yacimientos I 2

El petróleo

– Petróleo: del latín “petroleum”, etimológicamente “aceite de roca”, relaciona su naturaleza generalmente aceitosa con el reservorio rocoso que lo contiene.

– El petróleo es una mezcla de hidrocarburos, compuestos de hidrógeno y carbono. No excluye la presencia de otros elementos como nitrógeno, azufre, etc.

– El petróleo es un energético; el enlace carbono – hidrógeno es un almacén de energía que es liberada durante la combustión del mismo. De allí que el principal uso del petróleo sea derivar combustibles como la gasolina y el ACPM.

– La teoría más aceptada de origen del petróleo es la teoría orgánica: material orgánico de mares, ríos y lagos primitivos depositados en grandes cantidades entre el sedimento que luego fue enterrado y sometido a presión y temperatura. Esto explica que el petróleo sea buscado principalmente en rocas sedimentarias.


La Gravedad API

– Es una escala arbitraria de densidad, aplicada específicamente al petróleo y sus derivados líquidos.

– API: American Petroleum Institute

– En la escala API se asigna un valor de 10 a la densidad del agua.

– Con respecto a la densidad es una escala inversa: a mayor Gravedad API menor densidad.

– Definición:

– Donde:

– °API (o GAPI) es la Gravedad API, en grados

– γe es la Gravedad Específica (60°F/60°F)

5.1315.141

APIe

W

Oe


Densidad del agua

0.998000

0.998500

0.999000

0.999500

1.000000

1.000500

0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 20.0

Temperatura (°C)

Den

sid

ad (

gr/c

m3

)

62.30

62.32

62.34

62.36

62.38

62.40

62.42

62.44

32.0 36.0 40.0 44.0 48.0 52.0 56.0 60.0 64.0 68.0

Temperatura (°F)

Den

sid

ad (

lb/f

t3)


Condensado:Hidrocarburos cuya Gravedad API es mayor a 50°.

Petróleo liviano:Hidrocarburos cuya Gravedad API se encuentra entre los 30° y 50°.

Petróleo intermedio:Hidrocarburos cuya Gravedad API se encuentra entre los 20° y 30°.

Petróleo pesado:Hidrocarburos cuya Gravedad API se encuentra entre los 10° y 20°.

Petróleo extrapesado:Hidrocarburos cuya Gravedad API es inferior a 10° y tengan una viscosidad máxima de 10,000 cP a condiciones normales.

Bitumen:Hidrocarburos cuya Gravedad API es inferior a 10° y tengan una viscosidad superior a 10,000 cP a condiciones normales.

Clasificación del petróleo según su GAPI


Ejemplos de clasificación

10°

20°

30°

40°

50°

60°

Rubiales

ChichimeneApiay Valdivia-Almagro

Suria

Rancho Hermoso

Cusiana

Nafta

Queroseno

ACPM

WTI

Castilla

San FernandoAgua

Extrapesado

Pesado

Intermedio

Liviano

Condensado

Asfalto

Caño-Limón

Jazmín

San FranciscoToldado

Tibú

Yariguíes

Orito


Crudos referentes

– Crudo WTI (West Texas Intermediate). 39.6°API y 0.24% azufre. Referente para los mercados americanos.

– Crudo Brent. 38.1°API y 0.37% de azufre. Referente para los mercados europeos; también es aplicado para crudos de África y Oriente Medio. Un 65% de las diferentes variedades de crudo mundial lo toman como referente.

– Crudo Dubai. 31 °API y 2% azufre. Referente para los crudos del golfo pérsico exportados a Asia.

– Crudo OPEP. Más pesado que los anteriores. Es una mezcla de crudos referente para la producción de los países miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Arabia Saudita, Algeria, Irán, Nigeria, Venezuela, etc.).


Crudo de referencia WTI

– WTI = West Texas Intermediate, crudo intermedio del oeste de Texas

– Crudo de referencia para la cotización de los crudos del continente americano.

– Es un crudo dulce y liviano: dulce por su bajo contenido de azufre, 0.24% en peso, y liviano por su Gravedad API de 39.6°. Es un crudo liviano de gran rendimiento en las refinerías.


Mapa de procesos

– Exploración

– Producción

– Transporte

– Refinación

– Comercialización


Mapa de procesos - Producción

– Yacimientos

– Extracción

– Recolección

– Tratamiento

– Almacenamiento

– Transferencia


T2

Guayabo

Carbonera

K1-K2

Basamento

Cabeza de pozo

Estación de Recolección y Tratamiento

Horizonte productorAcuífero

Líneas de flujo

Pozo productor

Vicepresidencia de Producción

Procesos de producción


Disposición

TransferenciaAlmacenamiento

Extracción

Recolección

Tratamiento

Vicepresidencia de Producción

Procesos de Producción


Yacimiento

Yacimiento geológico:

– Concentración de minerales en la corteza terrestre, generalmente en cantidades tales que su extracción es viable técnica y económicamente.

Yacimiento petrolífero:

– Yacimiento geológico en el cual el mineral concentrado está conformado por hidrocarburos (petróleo y/o gas).


Yacimiento

– Los yacimiento petrolíferos son acumulaciones de hidrocarburos en el interior del espacio poral de las rocas que yacen en el subsuelo y que pueden ser viablemente explotados técnica y económicamente.

– El espacio poral forma una unidad hidráulica interconectada.

– La conformación de un yacimiento presume al existencia de una trampa geológica que permite la acumulación de los hidrocarburos.

– Una trampa petrolífera está conformada por una roca almacén (porosa y permeable) y una roca sello (no permeable).

– Los yacimientos pueden ser primarios si el petróleo se entrampa en el lugar en el cual se formó, o secundarios si el entrampamiento ocurre como resultado de una migración del hidrocarburo tras su formación.


Administración de yacimientos

– Objetivo general:

Plantear estrategias de explotación de los campos con el propósito de maximizar su recobro e incrementar la producción de hidrocarburos.

– Objetivos específicos:

– Maximizar el valor económico de los campos.

– Optimizar el factor de recobro de los yacimientos.

– Identificar las estrategias optimas de explotación.

– Proponer los planes de desarrollo de los nuevos descubrimientos.

– Realizar y/o actualizar el balance de reservas.



DESARROLLO

PRIM

ARIO

DESARROLLOTERCIARIO

DELIMITACION

EXPL

ORACION


Desarrollo de un yacimiento

– Recuperación primaria o desarrollo primario: Aquella etapa de explotación en la cual la extracción de fluidos se realiza aprovechando la energía natural del yacimiento. Incluye el flujo natural y la extracción con sistemas de levantamiento.

– Recuperación secundaria o desarrollo secundario: Aquella etapa de explotación en la cual es necesario adicionar energía al yacimiento, generalmente a través de procesos que no alteran significativamente las propiedades de la roca almacén. Ejemplo: inyección de agua.

– Recuperación terciaria o mejorada: Adiciona energía al yacimiento pero generalmente implicando un cambio profundo en las propiedades de la roca almacén. Ejemplo: combustión in situ, adición de solventes.



DIRECTORDE

YACIMIENTOS

OPERACIONESDE

PRODUCCION

SERVICIOS DE

LABORATORIO

MEDIO AMBIENTE

YASPECTOSLEGALES

ING. DEYACIMIENTOS

ANALISISECONOMICOS

PERFORACION

GEOLOGIAY GEOFISICA

ING. DE PRODUCCION


Introducción

Ing. Camilo Santacruz Reyes


Caracterización de yacimientos

– Conjunto de análisis físicos y químicos de las rocas y los fluidos contenidos en ellas, a través de los cuales se construyen modelos cartográficos y matemáticos que permitan predecir, con razonable certeza, la distribución espacial de las rocas (Modelo Estático) y el comportamiento de los fluidos en el subsuelo (Modelo Dinámico) con el propósito de plantear las estrategias de explotación (Plan de Explotación) que permitan extraerlos de manera técnica y económicamente rentable.



Plan de Explotación

•Modelo geológico: Estructural y Estratigráfico• Modelo Petrofísico• Modelamiento y escalamiento

• Base de datos• Dimensionamiento de Recursos

• Modelamiento de Fluidos• Análisis e Interpretación de Presiones• Distribución de Producción / Inyección• Análisis Nodal

• Integración de la información• Ajuste histórico• Predicciones

• Elaboración de escenarios• Análisis económico• Estructuración Plan• Seguimiento

Modelo de simulación

Modelo dinámico

Modelo estático

Planeación


El modelo geológico

– Es la generación del modelo geológico de las rocas que se encuentran en el subsuelo con el propósito de definir su distribución espacial.


Tipos de trampas

– Trampa estructural: cuando la causa de su formación es tectónica. Puede ser una falla que ponga en contacto una roca impermeable con otra porosa, produciendo un escalón en donde se acumula el petróleo, o más frecuentemente por un pliegue anticlinal, que forma un recipiente invertido que atrapa el petróleo. También son trampas de tipo estructural las acumulaciones de petróleo que se pueden producir por la presencia de un domo salino.

– Trampa estratigráfica: cuando se produce por un cambio en la permeabilidad de la roca almacén o bien un acuñamiento de ésta.

– Trampa mixta: combinación de trampa estratigráfica y trampa estructural.


Tipos de trampas

Anticlinal

Pinchamiento

Falla Domo salino

Inconformidad


El modelo estático

Se origina mediante la integración de:

– El Modelo Estructural: Define la geometría de las rocas como resultados de los procesos de deformación tectónica.

– El Modelo Estratigráfico: Define la geometría y continuidad lateral de las rocas almacenadoras de hidrocarburos hacia sectores del campo aun no explotados.

– El Modelo Petrofísico: Define las propiedades físicas de las rocas relacionadas con su capacidad de almacenamiento y capacidad de flujo. Los parámetros físicos que se cuantifican son: Porosidad, Permeabilidad, contenido de arcillas, Saturación de Agua y Saturación de Petróleo.


Modelo estructural

Representación matemáticaRepresentación cartográfica


Modelo estratigráfico

Ambientes sedimentarios Correlación vertical Correlación areal


Modelo petrofísico

Espacio poral (porosidad)

Capacidad de flujo (permeabilidad)

Distribución de fluidos (saturación)


Modelo petrofísico

Muestras de corazones de roca


Modelo petrofísico: porosidad

P: poroPT: garganta de poro

P

PT

Sistema poroso

Representación matemática


Modelo petrofísico: permeabilidad

Definición de permeabilidad

Permeabilidad horizontal y vertical según la distribución del grano


Modelo petrofísico: saturación

Petróleo

Granos de roca

Agua


Modelo estático


Propiedades de la Roca – I

Adaptado por: Ing. Camilo Santacruz Reyes

Ing. Pedro Alfonso Casallas G.


Introducción


Introducción

– El material del cual está compuesta la roca de un yacimiento de petróleo puede variar desde arena muy suelta e inconsolidada hasta arenisca, caliza o dolomita muy dura y densa. Los granos pueden estar adheridos entre sí con varios materiales entre los cuales los más comunes son el sílice, la calcita o la arcilla.

– El conocimiento de las propiedades físicas de la roca y la interacción existente entre el sistema de hidrocarburos y la formación es esencial en el entendimiento y evaluación del desempeño de un yacimiento dado.


Introducción

Dos categorías de análisis de corazones:

– Pruebas regulares o de rutina

– Porosidad

– Permeabilidad

– Saturación

– Pruebas especiales

– Presión de sobrecarga

– Presión capilar

– Permeabilidad relativa

– Mojabilidad

– Tensión superficial e interfacial


Porosidad


Porosidad

La porosidad (φ) de una roca es una medida de la capacidad de almacenamiento (volumen poroso) que le permite contener fluidos.

Cuantitativamente, la porosidad es la relación entre el volumen poroso (Vp) y el volumen grueso o total de roca (Vt).

Normalmente se expresa como fracción o porcentaje.

t

p

V

V


Porosidad

Dependiendo de si los espacios porosos al interior de una roca están o no interconectados, se define dos tipos de porosidad:

– Porosidad Absoluta (φa)

Es la relación entre el volumen poroso total (Vpt) de la roca con respecto al volumen total de la misma. Una roca puede tener una considerable porosidad absoluta y no tener conductividad de los fluidos a través de ella.

– Porosidad Efectiva

La porosidad efectiva es el porcentaje del espacio poroso interconectado (Vpi) con respecto al volumen total.

A menos que se indique lo contrario, la porosidad efectiva es el valor usado en todos los cálculos de ingeniería.

t

pta V

V

t

pi

V

V


Porosidad

La porosidad puede ser clasificada de acuerdo con la forma en que fue originada.

– Porosidad original o primaria

Aquella que fue desarrollada durante la depositación del material. En esta clasificación se encuentra la porosidad intergranular de las areniscas y la porosidad intercristalina de algunas calizas. Normalmente este tipo de porosidad es más uniforme en la roca que la presenta.

– Porosidad inducida o secundaria

Aquella que fue desarrollada debido a procesos geológicos o químicos posteriores a la depositación de la roca. En esta clasificación se encuentra la porosidad asociada al fracturamiento natural encontrado en lutitas y calizas o las cavidades por disolución encontradas frecuentemente en las calizas.


Volumen poroso

– Para un yacimiento dado de extensión areal A y espesor promedio h, los volúmenes total y poroso pueden ser calculados así:

– Vt y Vp en ft3, A en acres, h en ft

– Vt, Vp en Bls, A en acres, h en ft

h*A*560,43Vt

h*A*758,7Vt

*h*A*560,43Vp

*h*A*758,7Vp


Unidades de área

1 ha = 1 hectárea = 10,000 m2 = 100 m * 100 m1 acre = 4,046.9 m2 = 63.62 m * 63.62 m

100 m

63.62 m 1 acre

100 m

63.62 m

1 hectárea


Promedios de porosidad

– Promedio aritmético

– Promedio ponderado por espesor

– Promedio ponderado por área

– Promedio ponderado por volumen

Donde n es el número total de muestras, i se refiere a cada una de las muestras

n

1iii

n

1iiii

h*A

h*A*

n

1ii

n

1iii

A

A*

n

n

1ii

n

1ii

n

1iii

h

h*


Saturación


Saturación

La saturación (S) se define como la fracción o porcentaje del volumen poroso que es ocupado por un fluido en particular (aceite, gas o agua).

V es volumen

Subíndices: o = aceite, g = gas, w = agua, p = poral

Para un volumen poroso dado se cumple que:

p

oo V

VS

p

gg V

VS

p

ww V

VS

1SSS wgo


Saturación del agua

– Los fluidos en la mayoría de los yacimientos se cree alcanzan un estado de equilibrio y separados de acuerdo a su densidad: gas sobre aceite y este sobre agua.

– Adicional al agua del fondo, habrá agua connata distribuida a través de las zonas de aceite y gas. El agua en estas zonas habría sido reducida a algún valor mínimo irreducible.

– Las fuerzas que retienen el agua en las zonas de aceite y gas son referidas como fuerzas capilares debido a que ellas son importantes sólo en el espacio poroso de tamaño capilar.

– La saturación de agua connata, intersticial, crítica o irreducible (Swc) es importante principalmente porque reduce la cantidad de espacio disponible entre el aceite y el gas.

– Generalmente el agua connata no está uniformemente distribuida a través del yacimiento; varía con la permeabilidad, la litología y la altura sobre el nivel de agua libre.

– La saturación crítica de agua, la saturación de agua connata y la saturación irreducible de agua son términos equivalentes y se usan extensamente para definir la máxima saturación a la cual la fase de agua permanecerá inmóvil.


Saturación del aceite

– Saturación crítica del aceite, Soc

Es el valor de saturación a partir del cual la fase de aceite puede fluir en el yacimiento. Por debajo de este valor, el aceite permanece en los poros de la roca y para todos los propósitos prácticos no fluirá.

– Saturación residual del aceite, Sor

Es el valor de saturación de aceite remanente durante un proceso de desplazamiento del sistema de aceite crudo desde el medio poroso bien sea por inyección (o invasión) de agua o de gas. Este valor es mayor que la saturación crítica de aceite. El término saturación residual es usualmente asociado con la fase no mojante cuando está siendo desplazada por una fase mojante.

– Saturación de aceite móvil, Som

Es el valor de saturación de aceite que puede ser desplazado desde el medio poroso.

ocwcom SS1S


Saturación del gas

– Saturación crítica de gas, Sgc

Es el valor de saturación a partir del cual la fase de gas puede fluir en el yacimiento. Si la presión del yacimiento cae por debajo de la presión del punto de burbuja, el gas evoluciona desde la fase de aceite incrementando su saturación en la medida que la presión continúe cayendo; sin embargo permanecerá inmóvil hasta que su saturación alcance la saturación crítica.


Volumen de hidrocarburos

– Para un yacimiento dado de extensión areal A y espesor promedio h, el volumen de hidrocarburos a condiciones de yacimiento puede ser calculado así:

– V en ft3, A en acres, h en ft

– V en Bls, A en acres, h en ft

)S1(**h*A*560,43V wHC

)S1(**h*A*758,7V wHC


Promedios de saturación

Requiere que el promedio se realice ponderado tanto por espesor como porosidad.

– Saturación promedio de aceite

– Saturación promedio de agua

– Saturación promedio de gas


n

1iii

n

1ioiii

o

h*

S*h*S

n

1iii

n

1iwiii

w

h*

S*h*S

n

1iii

n

1igiii

g

h*

S*h*S


Permeabilidad


Permeabilidad

– Es la capacidad o habilidad del medio poroso a permitir el flujo de los fluidos presentes.

– La permeabilidad de la roca es una importante propiedad que controla la dirección del movimiento y el caudal de flujo de los fluidos del yacimiento en la formación.

– Esta característica de la roca fue definida matemáticamente por primera vez por Henry Darcy en 1856. La ecuación que define la permeabilidad en términos de cantidades medibles es llamada la Ley de Darcy. Desde entonces, esta ecuación ha sido una de las herramientas matemáticas estándar del Ingeniero de Petróleos.

– La permeabilidad es una propiedad anisotrópica del medio poroso en algunas regiones definidas del sistema, es decir, es direccional.


Ley de Darcy

Si un flujo linear horizontal de un fluido incomprensible se establece a través de un muestra de corazón de longitud L y una sección transversal de área A, entonces la ecuación de flujo que describe el desplazamiento es:

Donde:

v es la velocidad aparente del fluido, cm/s

k es la constante de proporcionalidad, o permeabilidad, en darcys

μ es la viscosidad del fluido, en cP

dp/dL es la caída de presión por unidad de longitud, en atm/cm

Si se considera que v = q/A, la Ley de Darcy se puede expresar como:

Donde:

q es el caudal de flujo a través del medio poroso, en cm3/s

A es el área transversal a través de la cual el flujo ocurre, en cm2

dL

dpkv

dL

dpkAq


Ley de Darcy

– Un darcy (d) se define como el valor necesario de permeabilidad para que el flujo de 1 cm3/s fluya a través de un área transversal de 1 cm2 con un fluido de una viscosidad de 1 cP y una caída de presión de 1 atm en una longitud de 1 cm.

– El nombre de esta unidad se estableció en honor de Henry Darcy.

– El signo negativo en la ecuación es necesario debido a que la presión disminuye en la medida que la longitud aumenta.

– El darcy es una unidad muy grande; la mayoría de los yacimientos presentan permeabilidades inferiores a un darcy. Debido a ello y para evitar el uso de valores fraccionales, se establece un submúltiplo de esta unidad, el milidarcy (md):

1 d = 1,000 md


Permeabilidad

– Permeabilidad AbsolutaEs la medida de la permeabilidad (k) cuando una sola fase de fluido está presente (saturación del 100%).

– Permeabilidad EfectivaEs la permeabilidad del medio poroso hacia un fluido, cuando existen dos o más fluidos presentes. Esto implica que hay una permeabilidad efectiva asociada a cada fluido de yacimiento:– ko = permeabilidad efectiva al aceite– kg = permeabilidad efectiva al gas– kw = permeabilidad efectiva al agua

Uno de los fenómenos de las permeabilidades efectivas multifase es que la suma de ellas es siempre menor o igual a la permeabilidad absoluta:

kg + ko + kw ≤ k

– Permeabilidad RelativaEs la relación entre la permeabilidad efectiva de un fluido dado a una saturación definida con respecto a la permeabilidad abosulta (100% de saturación)

Krg = ko / k Krg = kg / k Krw = kw / k


Permeabilidad

– Permeabilidad vertical

– Permeabilidad horizontal


Flujo lineal

– Con la geometría conocida, se obtiene esta ecuación por integración de la Ley de Darcy.

– Esta es la ecuación de flujo lineal convencional utilizada en los cálculos del flujo de fluidos.

– El caudal se considera constante debido a que la densidad no cambia significativamente con la presión.

– Como P1 > P2, se ha organizado su diferencia para omitir el signo negativo al comienzo de la ecuación.

p1 p2

A

L

Flujo

L

)pp(kAq 21


Flujo radial

Donde:

– re es el radio de drenaje, rw es el radio del pozo

– pe es la presión al re, pwf es la presión de fondo fluyente

– h es el espesor

Asume que el yacimiento es homogéneo y saturado con una sola fase

rw re

pe

pwf

h

Flujo

)rrln(

)pp(kh2q

we

wfe


Promedios de permeabilidad

Promedios ponderados para estratos paralelos sin flujo cruzado:

– Promedio ponderado por espesor, ancho constante

– Promedio ponderado por espesor, ancho variable

Donde n es el número total de muestras, i se refiere a cada una de las muestras, w es el ancho

Ai = hi * wi

n

1ii

n

1iii

h

h*kk

n

1ii

n

1iii

A

A*kk



Promedios armónicos para estratos en serie:

– Promedio armónico, área constante, longitud variable

– Promedio armónico, sistema radial

(anillos concéntricos)

Donde n es el número total de muestras, i se refiere a cada una de las muestras, L es la longitud del estrato

n

1ii

n

1ii

kL

Lk

n

1i i

1i

i

w

e

k

rrln

rrln

k



Promedios geométricos para sistemas heterogéneos:

– Según el trabajo experimental de Warren y Price (1961) el comportamiento más probable de una formación heterogénea se aproximaba a un sistema uniforme con una permeabilidad igual a un promedio geométrico:

– Simplificación de la anterior ecuación si el espesor de todas las muestras de corazones es constante:


n

1ii

n

1iii

h

kln*h

ek

n1

n321 k...*k*k*kk


Propiedades de la roca – II




Mojabilidad


Mojabilidad

– Se define como la tendencia de un fluido a esparcirse o adherirse a una superficie sólida en la presencia de otros fluidos inmiscibles.

– En la figura, pequeñas gotas de tres líquidos – mercurio, aceite y agua – son colocados en una placa limpia de vidrio.

– Observadas de lado, se encuentra que el mercurio mantiene una forma esférica, la gota de aceite presenta una forma aproximadamente hemisférica y la gota de agua tiende a esparcirse sobre la superficie del vidrio.

– La tendencia de un líquido a esparcirse sobre la superficie de un sólido es una indicación de las características mojantes del líquido hacia el sólido.

Placa de vidrio

Mercurio Aceite Agua


Ángulo de contacto

– La tendencia de esparcirse un líquido sobre la superficie de un sólido puede ser expresada más convenientemente por la medida del ángulo de contacto entre el líquido y la superficie del sólido.

– Este ángulo, el cual se mide siempre desde el líquido hacia el sólido (el fluido “dentro” del ángulo), es llamado el ángulo de contacto θ y se interpreta como una medida de la mojabilidad.

– En general, si el ángulo de contacto disminuye, las características mojantes del líquido se incrementan. Una mojabilidad completa sería evidenciada por un ángulo de contacto de cero grados, y una no – mojabilidad sería equivalente a un ángulo de 180°.

θθ

θ


Ángulo de contacto

En general:

– Fluido mojante: θ < 90°

– Fluido no mojante: θ > 90°

Hay varias definiciones de mojabilidad intermedia pero ángulos entre 60° y 90°

indican una tendencia de la superficie del sólido a repeler el líquido.

θθ

θ

θ > 90° θ ~ 90° θ < 90°


Ángulo de contacto

– Ángulo de Contacto de Avance

Cuando el agua está en contacto con el petróleo sobre una superficie sólida previamente en contacto con el petróleo.

– Ángulo de Contacto de Retroceso

Cuando el petróleo está en equilibrio con el agua sobre una superficie previamente cubierta con agua.


Mojabilidad en medios porosos

– La mojabilidad de las rocas de yacimiento a los fluidos es importante debido a que la distribución de los fluidos en el medio poroso es una función de la mojabilidad.

– Clasificación del fluido del yacimiento según su mojabilidad (dos o más fases presentes):

– Fase mojante: fluido del yacimiento en contacto con la roca

– Fase no mojante: fluido del yacimiento sin contacto con la roca

– Gracias a las fuerzas atractivas, la fase mojante tiende a ocupar los poros más pequeños de la roca y la fase no – mojante ocupa los canales más abiertos.

FaseMojante

FaseNo Mojante


Mojabilidad

Clasificación de la roca según la mojabilidad:

– Hidrófila: cuando es mojada preferencialmente por el agua. El término oleófobo es equivalente.

– Oleófila: cuando es mojada preferencialmente por el aceite. El término hidrófobo es equivalente.

Efecto Lotus

– Trabajo de investigación. Descripción del efecto y su aplicación en superficies auto-limpiantes.



Tensión Superficial y Tensión Interfacial


Tensión en la interfaz

Al tratar con sistemas multifásicos, es necesario considerar el efecto de las fuerzas actuando en la interfaz cuando dos líquidos inmiscibles están en contacto.

– Tensión superficial

Se refiere a las fuerzas que actúan en la interfaz entre un líquido y un gas.

– Tensión interfacial

Se refiere a las fuerzas que actúan en la interfaz entre dos líquidos.

Gas

Crudo

Crudo

Agua

Tensión Superficial Tensión Interfacial


Tensión Superficial



– Las superficies de los líquidos están normalmente cubiertas con una delgada película que actúa como si poseyera una pequeña fuerza, no obstante, actúa como una delgada membrana que resiste a ser rota.

– Este es causado por la atracción entre las moléculas dentro de un sistema dado. Todas las moléculas son atraídas una a otra en proporción al producto de sus masas e inversamente proporcional al cuadrado de la distancia entre ellas.



Considere dos líquidos inmiscibles, aire (o gas) y agua (o aceite), tal como se observa en la figura. Una molécula de líquido al interior del mismo es rodeada de otras moléculas del líquido, así, la fuerza atractiva neta resultante es de valor cero. Sin embargo, una molécula ubicada en la interfaz, tiene una fuerza actuando sobre ella desde las moléculas de aire (gas) ubicadas inmediatamente sobre ella y otra fuerza actuando desde las moléculas del líquido bajo la interfaz. Las fuerzas resultantes están desbalanceadas y originan la tensión superficial. Esta resultante de fuerzas crea una membrana como superficie con una tensión medible, esto es, la tensión de superficie.


Tensión superficial

– La tensión superficial tiene como principal efecto la tendencia del líquido a disminuir en lo posible su superficie para un volumen dado, de aquí que un líquido en ausencia de gravedad adopte la forma esférica, que es la que tiene menor relación área/volumen.

– Energéticamente, las moléculas situadas en la superficie tiene una mayor energía promedio que las situadas en el interior, por lo tanto la tendencia del sistema será a disminuir la energía total, y ello se logra disminuyendo el número de moléculas situadas en la superficie, de ahí la reducción de área hasta el mínimo posible.



– El efecto de la tensión superficial de una gota de líquido es comprimir el área superficial hasta llegar al mínimo tamaño posible. La tensión superficial está afectada por la cohesión de las moléculas en la gota. Cuanto mayores sean las fuerzas cohesivas entre las moléculas del líquido, mayor será la tensión superficial de este.

– El agua tiene una tensión superficial mayor que la de muchos otros líquidos debido a la formación intensiva de enlaces de hidrógeno entre sus moléculas.

– La superficie de un sólido también tiene una tensión superficial, y las moléculas sobre la superficie de un sólido son empujadas hacia dentro y hacia los lados. Pero dado que los enlaces son tan rígidos, el sólido no cambia de forma.



– La tensión superficial es responsable de la resistencia que un líquido presenta a la penetración de su superficie, de la tendencia a la forma esférica de las gotas de un líquido, del ascenso de los líquidos en los tubos capilares y de la flotación de objetos u organismos en la superficie de los líquidos.

– Una aguja cuidadosamente colocada flotará sobre la superficie de un líquido, soportada por la delgada membrana no obstante la aguja sea considerablemente más densa que el líquido.


Tensión interfacial



– Se llama tensión interfacial a la energía libre existente en la zona de contacto de dos líquidos inmiscibles. Esta energía es consecuencia de las tensiones superficiales de los dos líquidos, y evita que se emulsionen espontáneamente.

– La tensión interfacial entre dos fluidos representa la cantidad de trabajo requerido para crear una nueva unidad de área superficial en la interfaz.

– La tensión interfacial también puede ser concebida como la medida de la inmiscibilidad de dos fluidos.

– Al ser la tensión interfacial consecuencia directa de la tensión superficial, la tensión interfacial se ve afectada por los mismos factores que la tensión superficial.



– Cuando se ponen en contacto dos líquidos inmiscibles el sistema considerado estará formado por las dos fases líquidas y la interfaz de contacto entre ellas.

– Las moléculas de la interfaz entre dos líquidos estarán sometidas a fuerzas de magnitudes diferentes a las que están sometidas las moléculas del seno de cada uno de los líquidos.

– Además se tendrán también interacciones de tipo Van der Waals con las moléculas del otro líquido en la interfase, lo que conducirá a que la tensión en la interfaz (tensión interfacial) tenga un valor intermedio entre las tensiones superficiales de los dos líquidos presentes.


Tensión Superficial – Tensión Interfacial

– Tanto la tensión superficial como la tensión interfacial tienen las unidades de fuerza por unidad de longitud, dinas/cm, denotado usualmente por el símbolo σ.

– Si un tubo capilar de vidrio es colocado en un gran recipiente abierto conteniendo agua, la combinación de la tensión superficial y la mojabilidad del tubo al agua causarán que el agua ascienda en el tubo por encima del nivel del agua en el recipiente fuera del tubo.

– El agua se elevará en el tubo hasta que el total de fuerza actuando halando el líquido hacia arriba entra en balance con el peso de la columna de líquido en el tubo.

θ

σ

hAire

Agua



– Fuerza ascendente:

– Fuerza descendente:

Donde:

– σgw es la tensión superficial entre el aire (gas) y el agua (líquido), dina/cm

– θ es el ángulo de contacto

– r es el radio, cm

– h es la altura alcanzada por el líquido en el tubo capilar, cm

– g es la aceleración debido a la gravedad, cm/s2

– ρw, ρa son las densidades del agua (líquido) y del aire (gas), respectivamente, gr/cm3

cosr2F gw

ghrF aw2



Del balance de las fuerzas ascendente y descendente se deriva dos relaciones:

– Tensión superficial gas – líquido:

Esta ecuación se ha reducido despreciando la densidad del gas por ser de un valor muy pequeño con respecto a la densidad del líquido.

– Tensión interfacial líquido – líquido:

Esta ecuación se deriva bajo el mismo razonamiento que la anterior, considerando dos líquidos inmiscibles.

cos2

rhg owow

cos2

rhg wgw


Tensión superficial y temperatura

En general, la tensión superficial disminuye con la temperatura, ya que las fuerzas de cohesión disminuyen al aumentar la agitación térmica.

Tensión superficial del agua

σ, d

ina/

cm

0

20

40

60

80

Temperatura, °C


Presión capilar


Presión capilar

– Las fuerzas capilares en un yacimiento de petróleo son el resultado del efecto combinado de las tensiones superficial e interfacial de la roca y fluidos, el tamaño y geometría del poro, y la mojabilidad característica del sistema.

– Toda superficie curva entre dos líquidos inmiscibles tiene una tendencia a contraerse en la menor área posible por unidad de volumen. Esto es cierto si los fluidos son aceite y agua, agua y gas (o aire), o aceite y gas.

– Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto, una discontinuidad en la presión existe entre los dos fluidos, la cual depende de la curvatura de la interfaz separando los fluidos. Esta diferencia de presión es llamada la presión capilar (pc).


Presión capilar

– Las fuerzas superficiales de la presión capilar ayudan o se oponen al desplazamiento de un fluido realizado por otro en los poros de un medio poroso.

– Como una consecuencia de esto, para mantener el medio poroso parcialmente saturado con el fluido no mojante mientre el medio también es expuesto al fluido mojante, es necesario mantener la presión del fluido no mojante en un valor más grande que aquel que presenta el fluido mojante.

– La presión capilar en medios porosos puede ser expresada como:

pc = pnw – pw

Donde pw es la presión del fluido mojante y pnw es la presión del fluido no mojante

Esto es, la presión capilar es el exceso de presión en el fluido no mojante; su cantidad es función de la saturación.


Presión capilar

Hay tres tipos de presión capilar:

– Presión capilar agua – aceite

pcwo = po - pw

– Presión capilar gas – aceite

pcgo = pg - po

– Presión capilar gas – agua

pcgw = pg – pw

Donde pg, po y pw son la presión del gas, aceite y agua respectivamente.

Si las tres fases son continuas, entonces:

pcgw = pcgo + pcwo


Presión capilar

– Referido a la figura, la diferencia de presión a lo largo de la interfaz entre los puntos 1 y 2 es esencialmente la presión capilar:

pc = p1 - p2

– La presión de la fase de agua en el punto 2 es igual a la presión en el punto 4 menos el peso de la columna del agua:

p2 = p4 - ghρw

– La presión justo arriba de la interfaz en el punto 1 representa la presión del aire:

p1 = p3 - ghρa

hAire

Agua

1

2

3 4


Presión capilar

– Considerando que las presiones en los puntos 3 y 4 son iguales, combinando las tres expresiones anteriores se obtiene la siguiente expresión:

pc = gh (ρw - ρa) = ghΔρ

Donde Δρ es la diferencia de densidad entre las fases mojante y no mojante.

– Un expresión similar puede ser escrita para el sistema aceite – agua.

pc = gh (ρw - ρo) = ghΔρ


Presión capilar

La ecuación de presión capilar puede ser expresada en términos de las tensiones superficial e interfacial.

– Sistema gas – líquido:

– Sistema líquido – líquido:

gw

gw

rg

cos2h

r

cos2p gw

c

ow

ow

rg

cos2h

r

cos2p ow

c


Presión capilar

– El fenómeno interfacial descrito en un simple capilar también existe en el haz de capilares interconectados de varios tamaños presentes en el medio poroso.

– La presión capilar que existe dentro de un medio poroso entre dos fases inmiscibles es función de las tensiones interfaciales y el tamaño promedio de los capilares el cual, a su vez, controla la curvatura de la interfaz. Adicionalmente, la curvatura es también función de la distribución de saturación de los fluidos involucrados.

– Experimentos de laboratorio han sido desarrollados para simular las fuerzas de desplazamiento en un yacimiento para determinar la magnitud de las fuerzas capilares en un yacimiento y con ello determinar la distribución de saturación de fluidos y la saturación de agua connata.

– Uno de estos experimentos es llamado la técnica de restauración de presión capilar en la cual una muestra de roca saturada 100% con agua se somete a un desplazamiento con aire; se va midiendo la presión necesaria para realizar parcialmente el desplazamiento de la fase mojante y la saturación de la misma tras cada desplazamiento. La figura siguiente presenta el resultado de tal experimento.


Presión capilar

pd

Presi

ón c

apilar

Sw─>Swc 100%0%


Presión capilar

Dos importantes fenómenos pueden ser observados en la figura:

– Presión de desplazamiento (pd). Es la mínima presión necesaria para forzar la entrada de la fase no mojante en los capilares llenos al 100% con la fase mojante.

– Saturación de agua connata (Swc). Es la saturación de agua mínima o irreducible que se alcanza tras el desplazamiento; incrementar la presión no reducirá ese valor.

La siguiente figura presenta el efecto de la presión capilar con la permeabilidad. Como es de esperarse, a un valor constante de saturación de agua, al disminuir la permeabilidad hay un correspondiente incremento en la presión capilar.


Presión capilar y permeabilidad

30

0 m

d

100

md

30

md

10 m

d

3 m

d

Presi

ón c

apilar

Saturación de agua, %

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

50

40

30

20

10

0


Histéresis capilar

Generalmente se acepta que los espacios porosos de la roca de yacimiento estaban originalmente llenos con agua, después de lo cual al aceite migró hacia el yacimiento desplazando algo del agua y reduciendo el agua hasta algún valor residual de saturación. Cuando el yacimiento es descubierto, los espacios porosos están llenos con una saturación de agua connata y una saturación de aceite.

Todos los experimentos de laboratorio están designados para duplicar la historia de saturación del yacimiento de dos formas:

– Proceso de drenaje: es el proceso de generación de la curva de presión capilar mediante el desplazamiento de la fase mojante (el agua) con la fase no mojante (el aceite o el gas). Este proceso de drenaje establece la saturación de fluidos tal como fueron encontrados cuando el yacimiento es descubierto.

– Proceso de imbibición: es el proceso de generación de la curva de presión capilar mediante el desplazamiento de la fase no mojante (el aceite o el gas) con la fase mojante (el agua).

El proceso de saturar y des – saturar un corazón de roca con la fase no mojante es llamado histéresis capilar.

Histéresis capilar


0

1

2

3

4

5

6

0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0

Saturación de la fase mojante, Sw

Presi

ón c

apilar

, p c

, (a

tm)

DrenajeImbibición

Histéresis capilar

– La diferencia entre las curvas de presión capilar de los procesos de drenaje e imbibición está muy relacionado con el hecho que los ángulos de contacto de avance y retroceso de los fluidos sobre la roca son diferentes.

– Frecuentemente en sistemas naturales de crudo – salmuera, el ángulo de contacto – la mojabilidad – puede cambiar con el tiempo. Así, si una muestra de roca que ha sido completamente limpiada con un solvente volátil es expuesta a aceite crudo por un periodo de tiempo, se comportará como si estuviese mojada por aceite. Pero si es expuesto a la salmuera después de ser limpiada, la muestra se comportará mojada al agua.

– Uno de los problemas sin resolver en la industria del petróleo es predecir el comportamiento de mojabilidad de la roca.


Efecto de la botella de tinta

– Trabajo de investigación (Ink-bottle effect).


Distribución inicial de saturación

– Una aplicación importante del concepto de presión capilar concierne a la distribución de fluidos en un yacimiento previo a su explotación.

– La información de presión vs saturación se puede convertir en información de altura vs saturación mediante la siguiente relación:

Donde:

h : altura sobre el nivel de agua libre, ft

Pc : presión capilar, en psia

Δρ : diferencia de densidades entre las fases mojante y no mojante, lb/ft3

– La figura siguiente muestra un gráfico de la distribución de saturación de agua como función de la distancia al nivel de agua libre en un sistema agua – aceite:


cp144

h



Alt

ura

sobre

el F

WL, h

Sw─>Swc 100%0%

FWLNivel de agua libre

WOCContacto agua – aceite

100% saturación de agua

Zona de transición

Zona de aceite10

0%

ace

ite

aceit

e +

agu

a10

0%

agu

a


– Zona de transición. Es el rango vertical o espesor sobre el cual la saturación varía desde el 100% hasta la saturación de agua irreducible (Swc); esto es resultado del principal efecto de las fuerzas capilares en un yacimiento de petróleo. La presencia de esta zona indica que no hay un cambio abrupto de saturación del agua desde el 100% hasta la Swc. De manera similar, hay un cambio suave desde el 100% en la zona de aceite hasta la Swc en la zona de capa de gas (ver figura siguiente).

La zona de transición puede variar desde unos pocos pies hasta varios cientos de pies según el yacimiento.

– Contacto agua – aceite (WOC). La profundidad superior en un yacimiento donde existe una saturación de agua del 100%.

– Contacto gas – aceite (GOC). La mínima profundidad a la cual un 100% de saturación de líquido (agua + aceite por ejemplo) existe en el yacimiento.




Capa de gas

Zona de aceite

Agua

Capa de gas

Zona de aceite

Agua

Prof

undid

ad

0 100%Swc

Sw

GOC

WOC

Perfil inicial de saturación de un yacimiento de mecanismo de empuje combinado


– Referido a la siguiente figura, la sección A muestra una ilustración esquemática de un corazón que es representado por 5 tamaños de poro diferentes y completamente saturados con agua – la fase mojante –.

– Asumiendo que el corazón es sometido al aceite – la fase no mojante – con un incremento de presión – la presión de desplazamiento, pd – hasta que algo del agua es desplazada desde el corazón. Este desplazamiento del agua ocurrirá desde el tamaño de poro más grande.

– La presión del aceite tendrá que incrementarse para desplazar el agua en el segundo poro más grande. Este proceso secuencial es mostrado en las secciones B y C de la figura.




Relación entre el perfil de saturación y la distribución de tamaño de poro.

FWL

B

WOC

C

2

3

4

5

0 100%Swc

Sw

pc

h

pd

A

Prof

undid

ad

1 2 3 4 5


– Hay una diferencia entre el nivel de agua libre (FWL) y la profundidad a la cual existe una saturación de agua del 100%. Definición:

– Nivel de agua libre (FWL): es aquel en el cual se tiene una presión capilar nula.

– Si el poro más grande es tan grande que no hay ascenso capilar en ese tamaño de poro, entonces el FWL y el WOC serán el mismo. Matemáticamente:

Donde:

pd : presión de desplazamiento, psi

Δρ : diferencia de densidades, lb/ft3

FWL : nivel de agua libre, ft

WOC: contacto agua – aceite, ft


dp144

WOCFWL

112112

Clasificación de yacimientossegún el diagrama de Fases



113113

Consideraciones

Factores físicos que controlan el comportamiento de fases:

– Presión

– Temperatura

– Atracción molecular

– Repulsión molecular

Presión y confinan las moléculas

Atracción molecular

Temperatura y dispersan las moléculas

Repulsión molecular

114114

Diagrama de fases

– Es un Diagrama de Presión versus Temperatura que muestra los cambios de fases (Líquido, Gas) que sufre una mezcla de hidrocarburos con Presión y Temperatura

115115

116116

117117


Definiciones

– Punto de burbuja: El sistema (mezcla de hidrocarburos) se encuentra en fase líquida en equilibrio con una cantidad infinitesimal de gas (burbuja).

– Punto de rocío: El sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal de líquido (gota).

– Presión de burbuja (Pb): Es la presión de saturación en el yacimiento de aceite cuando aparece la primera burbuja de gas.

– Presión de rocío (Pr): Es la presión de saturación en el yacimiento de gascuando aparece la primera gota de líquido.

– Punto crítico (PC): Punto máximo en el cual puede existir liquido y gas.


Diagrama de fases

Curva de puntos de burbuja

Temperatura

Presión

Puntocrítico


Diagrama de fases

Curva de puntos de

rocío

Temperatura

Presión

Puntocrítico


Diagrama de fases

Curva Envolvente

Temperatura

Presión

Puntocrítico

Curva de puntos de

rocío



Diagrama de fases

Región de dos fases

Región de líquidos

Región de gases

Temperatura

Presión

Puntocrítico

Iso

term

a cr

ític

a


Diagrama de fases



Región de gases


Curva de puntos de

rocío

Temperatura

Presión

100%

80%

60%

40%

30%

20%10% 0%

Curvas de calidad

Puntocrítico


Diagrama de fases

Temperatura

Presión

Puntocrítico

Cricondembara

Cricondemterma


A

P

T

B

C

D

Aceite

Gas

Sistema de

Recobro de gas

Separador Stock tank

A

C

B

D

Yacimiento

Comportamiento de fases en la tubería de producción


Diagrama de fases

Temperatura

Presión

Py

Pyi

TyTs

Ps

Pb


Tipos de yacimientos

– Yacimiento de aceite negro (Black Oil); yacimiento de aceite y gas disuelto de bajo encogimiento.

– Aceite Volátil

– Gas Condensado o Gas Retrógrado

– Gas Húmedo

– Gas Seco


Pre

sió

n

Temperatura

Líquido

Gas

Punto

CríticoCricondenbar

Cri

con

den

term

a

80%

60%

20%

40%

1

2

3

5 6

4

TIPOS DE FLUIDOS

1 Black Oil

2 Aceite Volátil

3 Fluidos cercanos al

Punto crítico

4 Gas condensado

5 Gas húmedo

6 Gas seco

Comparación de tipo de hidrocarburos


Características de Campo

GOR < 1750 scf/stb

API < 45

Color : Oscuro

% Molar del C7+ > 20 %

Bo < 2.0

Yacimientos tipo Aceite Negro


Yacimientos de aceite negro

– También conocido como yacimiento de aceite y gas disuelto de bajoencogimiento.

– Alto contenido de componentes pesados

– Bajo contenido de componentes intermedios

– La Ty es menor que la Tc de la mezcla de hidrocarburos

– El PC está generalmente situado a la derecha de la cricondembara

– Las curvas de calidad se cargan hacia la curva de puntos de rocío

– Yacimiento bajosaturado: si la Py > Pb a la Ty

– Yacimiento saturado: si la Py =< Pb a la Ty

– En general, a condiciones de producción, se ubica en la región de dos fases con relaciones gas – aceite bajas, aceites oscuros de alta densidad (baja gravedad API), con el gas generalmente pobre en licuables



GOR 1750 - 3200 scf/stb

API > 40

Coloreado

% Molar del C7+ 12.5 - 20 %

Bo > 2.0

Yacimientos tipo Aceite Volátil


Yacimientos de Aceite Volátil

– También conocido como yacimiento de aceite y gas disuelto de altoencogimiento

– Ty < Tc pero cercana a esta

– El PC está cerca de la cricondembara

– Las curvas de calidad están relativamente separadas de la curva de puntos de rocío

– Alto contenido de componentes intermedios

– El equilibrio de fases es precario debido a la cercanía de la Ty a la Tc

– Cambios pequeños en T y P producen modificaciones importantes en la presencia relativa de las fases

– En general, a condiciones de producción, se ubica en la región de dos fases y fuertemente influenciado por Ts y Ps; con relaciones gas – aceite intermedias, aceites oscuros de densidad intermedia y licuables en cantidad intermedia

– Puede presentarse saturado o bajo-saturado



GOR 3200 - 15.000 scf/stb

API > 40

Ligeramente coloreado

% Molar del C7+ < 12.5%

Yacimiento tipo Gas Condensado


Yacimientos de Gas Condensado

– También conocido como yacimiento de gas y condensado, yacimientos de condensación retrógrada

– La Ty se ubica entre la Tc y la cricondenterma de la mezcla de hidrocarburos

– El PC generalmente se ubica a la izquierda de la cricondembara

– Las curvas de calidad se cargan hacia la curva de los puntos de burbuja

– Si la Py > Pr entonces los fluidos se encuentran en estado gaseoso

– Si el yacimiento se produce bajo reducción isotérmica de la presión y cruza el punto de rocío, ocurre la condensación retrógrada de las fracciones pesadas e intermedias: se depositan como líquidos en los poros de la roca y generalmente no logran fluir (bajo saturación crítica)

– En general, a condiciones de producción, se ubica en la región de dos fases y fuertemente influenciado por Ts y Ps; con relaciones gas – aceite intermedias, aceites oscuros de densidad intermedia y licuables en cantidad intermedia



GOR 15000 - 100.000 scf/stb

API hasta 70

Color Blanco claro

% Molar del C7+ < 4%

Yacimientos tipo Gas Húmedo


Yacimientos de Gas Húmedo

– La Ty es mayor a la cricondenterma de la mezcla de hidrocarburos: nunca se tiene dos fases en el yacimiento

– En condiciones de producción, se general altas relaciones de gas – líquido

– El líquido recuperado tiende a ser transparente (condensado)

– El contenido de licuables en el gas generalmente es bajo


Yacimientos de Gas Seco

– La Ty es mucho mayor a la cricondenterma de la mezcla de hidrocarburos: nunca se tiene dos fases en el yacimiento ni en superficie

– El gas está formado principalmente por metano con pequeñas cantidades de etano, propano y más pesados

– Teóricamente los yacimientos de gas seco no producen líquidos en superficie, sin embargo la diferencia entre un gas seco y un gas húmedo es arbitraria


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000P

ressu

re (

psia

)

-200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700 800

Temperature o

F

Critical Points

Dry Gas

Wet Gas

Condensate

Volatile I

Black Oil

TR

Volatile I

Volatile II

Comparativo yacimientos tipo

presentacion completa

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