Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco FACULTAD DE INGENIERÍA
Nombre del alumno: Materia: Grupo: Prelectio # 3:
YAXALIT ARELY TERRON REYES Parcial #: IP 4510
Fecha:
Presión media de un yacimiento; Condiciones de abandono; Permeabilidades; Correlaciones para propiedades volumétricas; Saturación de fluidos. Presion Media de un yacimiento.
La presión de formación es la presión que tienen los fluidos ya sea de aceite, gas o agua que existe en los poros de las rocas o formación y que también se le llama presión de yacimiento. Se dice que un yacimiento tiene presión normal cuando la presión es atribuida a la carga hidrostática de la columna de agua salada que se extiende desde la formación hasta la superficie de la tierra. Condiciones de abandono.
Es importante conocer todas las etapas de un yacimiento, y esto es desde su descubrimiento hasta su abandono, la figura nos muestra las etapas de un yacimiento. Existen algunos factores como el gasto y la presión correspondientes que se conocen como gasto mínimo económico y presión de abandono. Estas condiciones dependen de los costos de extracción y el precio de los hidrocarburos , de modo que su determinación requiere del análisis económico correspondiente al momento de tomar una decisión. En general un yacimiento de gas se abandona cuando éste alcance una baja presión llamada presión de abandono o cuando los pozos sean inundados por agua. Es la presión a la cual se debe abandonar un yacimiento, ya que su explotación a presiones inferiores no es rentable. La presión de abandono depende de factores técnicos y económicos como lo son: Presion de abandono:
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El precio de venta del aceite o el gas. Índice de productividad de los pozos. A mayor índice de productividad de los pozos, menor presión de abandono se puede tener en la explotación de un yacimiento. Presión de fondo fluyente necesaria para que el hidrocarburo fluya hasta las estaciones de comprensión o hasta las líneas de transporte. Flujo fraccional de agua. Relación gas-aceite de producción. Permebealidad.
la permeabilidad de una roca de acumulación puede definirse como la conductividad de la roca a los fluidos o la facultad que posee una roca para permitir que los fluidos se muevan a través de poros interconectados”.
Según esta definición, la permeabilidad es una característica inherente de la roca o de la formación estudiada, y al estar relacionada con la porosidad efectiva (espacio poroso interconectado), estará afectada por los mismos factores, a saber: el tamaño, la empaquetadura y la forma de los granos y la distribución de los mismos de acuerdo al tamaño, así como el grado de litificación. Tipos de Permebealidad. Permeabilidad absoluta: este valor de permeabilidad es arrojado cuando un fluido homogéneo satura una muestra 100%. Según un material bibliográfico suministrado por uno de mis compañeros de clase, este valor es único, y es lógico pensar eso ya dada la proporcionalidad inversa entre viscosidad y caudal de flujo (q). Sin embargo, en ocasiones este valor puede verse afectado al momento de realizar los cálculos en el laboratorio. Sobre todo al momento de escoger el fluido que se utiliza (aire o agua). En el caso del agua, si ésta es lo suficientemente dulce, podría reaccionar con arcillas que estén presentes en la roca y reducir el valor de la permeabilidad. Si el gas (aire) utilizado se encuentra a una baja presión, el cálculo realizado en el laboratorio sería notablemente mayor. Generalmente al trabajar con un gas, la permeabilidad obtenida se extrapola a una presión infinita, obteniendo así un valor similar al del agua. Permeabilidad efectiva: se da cuando una muestra de roca está saturada por dos o más fases. En este caso, cada fase o fluido tendrá anales de flujo y la
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roca presentara una permeabilidad efectiva hacia ese fluido. En caso de un sistema agua-petróleo se hablará de una permeabilidad efectiva al petróleo y una efectiva al agua. Permeabilidad relativa: al obtener los valores de permeabilidad efectiva a cada fluido, éstas siempre serán menores al valor de permeabilidad absoluta. A la relación entre permeabilidad efectiva de un fluido y la permeabilidad absoluta de la roca es llamada permeabilidad relativa. Por tanto existirán tantas permeabilidades relativas como fases coexistan en la roca. En caso de los núcleos, éstos se someten a diferentes proporciones de saturación de fluidos, y se determina un valor para dada proporción. Estos valores son graficados en lo que se llaman Curvas de Permeabilidad Relativa. Espero que este material desarrollado por mi persona aclare sus dudas, y todos los comentarios que puedan aportar serán bienvenidos. Saturación de Fluidos.
La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de un medio poroso, en tanto que la permeabilidad indica la facilidad con la cual un fluido pasa a través de el. De igual o más importancia a estas propiedades, es la determinación de la naturaleza de los fluidos presentes a estas propiedades, es la determinación de la naturaleza de los fluidos presentes en una roca de yacimiento, ya que una formación con alta porosidad y permeabilidad es de poca importancia para el ingeniero de petróleo, a menos que contenga petróleo y/o gas en cantidades comerciales. Normalmente, en los yacimientos de petróleo se encuentran presentes más de un fluido. Cuando se descubre un yacimiento puede haber petróleo, agua y gas distribuido a lo largo del yacimiento. El término de saturación de un fluido se define como la fracción del volumen poroso del yacimiento ocupado por determinado fluido. La saturación se vera afectada por las condiciones del yacimiento, así como por los fluidos presentes en el mismo. Su nomenclatura corresponde a las letras si, en donde el subíndice i corresponde a los fluidos agua (sw) petróleo (so) gas (sg). La saturación de un fluido se ve afectada matemáticamente por la siguiente ecuación: So: volumen de petróleo/volumen poroso*100 Sw: volumen de agua/volumen poroso*100 Sg: volumen de gas/volumen poroso*100 En el medio poroso se cumplirá la siguiente relación: Sw + so + sg: 1 %sw + % so + %sg: 100% La saturación residual:
es la fracción de petróleo que queda en la roca después de aplicar todas las técnicas de recobro posibles. Agua intersticial o connata:
es aquella que esta presente en cualquier punto de todo yacimiento de
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hidrocarburos. Esta agua rodea a los granos y llena los pequeños poros, en general, los hidrocarburos ocupan la parte central de los poros grandes y las grietas. Tipos de saturación. 1. Saturación absoluta: cuando el volumen poroso lo ocupa un solo fluido 2. Saturación parcial: cuando hay más de un fluido presente en el yacimiento 3. Saturación crítica: es el valor mínimo de un fluido dentro de un yacimiento REFERENCIAS.
http://molten.latinclicks.info/condiciones_de_abandono.htm http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/a/average_reservoir_pressure.as px http://es.scribd.com/doc/65226699/Saturacion-de-fluidos
