CARACTERIZACIÓN ROCA - FLUIDO Ing. Azucena Chavira González
OBJETIVOS DEL CURSO
OBJETIVO GENERAL:
Este Este curso curso prep prepar araa al alumn alumnoo en el manej manejoo del equip equipoo de laborato atorio y en la determina inación experimen mental de las propiedades de las rocas y de los fluidos contenidos en los yacimientos petroleros. La asignatura antecedente es Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos y sus consecuentes son: Métodos de Predicción del Comportamiento de Yacimientos, Simulación Numérica de Yacimientos y Análisis de Pruebas de Presión.
SISTEMA DE EVALUACIÓN
Exámenes: Tareas y Participación: Asistencia: Exentos de Extraordinario: Extraordinario:
80 % 20 % Condición de Evaluación parcial (≥ 80%) Promedio de los 3 parciales ≥ 8.0 (No hay redondeo) Reprobados (<8.0 de calificación)
Todas las tareas tareas son a mano. mano. Tolerancia: Acceso únicamente en los primeros 15 min.
Por favor revise estos términos y condiciones cuidadosamente. NO están sujetos a cambios. Correo de la clase:
[email protected]
ELABORACIÓN DE PRÁCTICAS DE LABORATORIO 1. 2.
Título de la Práctica, Práctica, Experimento Introducción
3.
Objetivo de la Práctica
4.
Recursos Materiales y Equipo
5.
Descripción del Desarrollo de la Práctica (se describe la secuencia de la actividad práctica experimental, relacionando los métodos, los procedimientos y las técnicas en una secuencia rigurosa y coherente, para el estudio del objeto o fenó fenóme meno no.. Util Utiliz izar ar diag diagra rama mas, s, gráfi gráfica cass u otro otro tipo tipo de repre represe sent ntac acio ione nes. s. Lo importante es presentar claramente la secuencia en la formulación y desarrollo de la experiencia en el laboratorio).
6.
Resultados y Conclusiones.
7.
Recomendaciones.
8.
Bibliografía.
BIBLIOGRAFÍA 1.
Amix, W. D., Bass, M.D. and Whiting, L.R. Petroleum Reservoir Reservoir Engineering, Editorial Mc Graw Hill, New York U.S.A., 1969, 346pp.
2.
Chieri Chierici, ci, Gian Luigi. Luigi. Principl Principles es of Petroleu Petroleum m Reservo Reservoir ir Engine Engineeri ering ng Vol. 1. Editor Editorial ial Springer – Verlag. Bologna, Italia.1994. 419 pp.
3.
Katz, Donald Donald L. y Lee, Robert L.. Natural Gas Engineeri Engineering ng – Production and Storage. Editorial Mc. Graw Hill Publishing Company. USA. 1990. 760 pp.
4.
Mc. Cain, D.W. “The properties of Petroleum fluids”, Editorial Pennwell, Tulsa USA. 1990, 548 pp
5.
Timmer Timmerman man,, E. H., Practi Practical cal Reservo Reservoir ir Engine Engineeri ering, ng, Editor Editorial ial Pennwe Pennwell, ll, Tulsa Tulsa USA. 1982, 266 pp.
6.
Gómez Cabrera José Ángel, Ángel, Becerril Cárdenas Francisco, Flores Sánchez l, “Apuntes de Manejo de la Producción en la Superficie”, Facultad de Ingeniería, 1987.
7.
José Bernardo Bernardo Martell Andrade, Andrade, Desarrollo Desarrollo de la Evaluació Evaluaciónn Petrofísica Petrofísica en México México y su Futuro a través de la UNAM, México 2008.
8.
María Rufina Islas Castelán, Castelán, Conceptos Básicos Básicos del Comportamiento Comportamiento de Yacimiento Yacimientos, s, UNAM, México 2006.
DESARROLLO DEL CURSO
TEMARIO:
Introducción.
1.
Propiedades del Medio
2.
Propiedades de Fluidos
3.
Fundamentos del Comportamiento de Fase
4.
Muestreo de Fluidos de Yacimientos Petroleros
5.
Análisis Presión-Volumen-Temperatura
Introducción Es de todos conocido que el almacenamiento y producción de fluidos, tales como agua, hidrocarburos o energía geotérmica, se encuentra en cualquier tipo de roca, ya sean ígneas, metamórficas o sedimentarias, siempre y cuando desarrollen características físicas que permitan el almacenamiento y la movilidad de los fluidos a través de ellas, estas propiedades denominadas comúnmente como petrofísicas son principalmente la porosidad y la permeabilidad. De los tipos de rocas anteriormente mencionadas, son las sedimentarias, las que presentan comúnmente la mayor cantidad de acumulaciones de agua e hidrocarburos, por lo tanto, es recomendable conocer las características de depósito de las mismas ya que en función de ello, el desarrollo de la porosidad y permeabilidad será más favorable dependiendo del ambiente en que se hayan formado. Por tal razón es necesario durante la perforación de los pozos en búsqueda de estos recursos, disponer de la información suficiente para conocer las características litológicas y petrofísicas de las mismas.
Introducción Comúnmente para obtener los datos litológicos, se hace acopio de la información aportada por las muestras de canal o recortes que se obtienen durante la perforación de los pozos, o bien, del corte de núcleos de fondo y de pared con los cuales además de la información litológica se pueden realizar análisis petrofísicos. Sin embargo, hay otro medio por el cual se obtiene información suficiente para evaluar en forma indirecta datos petrofísicos y litológicos de la columna de rocas atravesadas durante la perforación y es a través de los llamados registros geofísicos de pozos.
Introducción Las propiedades de los fluidos de yacimiento desempeñan un rol clave en el diseño y la optimización de las terminaciones de los pozos y de las instalaciones de superficie destinadas a manejar los yacimientos en forma eficiente. Por lo tanto, la caracterización precisa de los fluidos es una parte vital de cualquier proyecto de producción de petróleo o gas. Las modernas técnicas de análisis de fluidos proveen los datos de calidad requeridos para desarrollar estrategias de producción adecuadas.
Introducción La caracterización roca-fluidos es de primordial importancia en la ingeniería petrolera puesto que proporciona toda la información básica de las propiedades de las rocas y de los fluidos, necesaria para efectuar cualquier estudio de un yacimiento petrolero. Sus antecedentes son los principios matemáticos fundamentales para toda rama de ingeniería. Sus consecuentes son todas las asignaturas de ingeniería de yacimientos, parte fundamental de la carrera. Esta asignatura también es fundamental en la comprensión de los fenómenos encontrados en la perforación de pozos y la producción del petróleo.
DESARROLLO DEL CURSO
TEMARIO:
Introducción.
1.
Propiedades del Medio
2.
Propiedades de Fluidos
3.
Fundamentos del Comportamiento de Fase
4.
Muestreo de Fluidos de Yacimientos Petroleros
5.
Análisis Presión-Volumen-Temperatura
PROPIEDADES DEL MEDIO
PETROFÍSICA.
La petrofísica es una especialidad que conjuga conocimientos de ingeniería del petróleo, geofísica y geología, la cual determina cuantitativamente las propiedades de la roca y los fluidos presentes en la misma. Adicionalmente, la petrofísica determina la relación existente entre los fluidos y su movimiento a través del medio poroso de la roca de un yacimiento determinado. Normalmente se está buscando petróleo y gas en cantidad económica para producción. El petrofísico obtiene información de variadas fuentes para poder llegar a una conclusión final que es básicamente el tipo de roca presente en el yacimiento y los volúmenes de fluidos que están adentro de la roca. El petrofísico utiliza términos de la industria petrolera tal cual porosidad, permeabilidad y saturación con el objetivo de conocer la calidad del yacimiento.
PROPIEDADES DEL MEDIO
En relación a la Petrofísica de exploración, el especialista como parte integral de un equipo donde la recolección e interpretación de datos e parte fundamental de la misma ya que este con los geólogos son los encargados de determinar nuevas áreas contentivas de hidrocarburos mediante los registros sónicos, los cuales determinan los tiempos de tránsito en las formaciones,
PROPIEDADES DEL MEDIO
que pueden ser correlacionados con cubos sísmicos de un área de interés para determinar la estratigrafía, fallas, porosidades pudiendo calcular con estos datos saturaciones residuales de hidrocarburos contentivos en los espacios porosos de las formaciones encontradas y cuantificar reservas para luego ser desarrolladas por las unidades de explotación, grosso modo.
PROPIEDADES DEL MEDIO
PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS ROCAS.
Las rocas existentes en nuestro planeta Tierra, han sido clasificadas como de origen ígneo, metamórfico y sedimentario y en cualquiera de ellas se pueden, bajo ciertas condiciones físicas almacenarse fluidos (agua, hidrocarburos, gases o energía geotérmica), siempre y cuando estén presentes en ellas las propiedades petrofísicas: porosidad y permeabilidad. Las rocas ígneas y metamórficas muy ocasionalmente contienen acumulaciones de petróleo o gas; en su mayoría están relacionados con rocas de origen sedimentario: clásticas o calcáreas. En las rocas almacenadoras de fluidos se deben observar y conocer varias características petrofísicas de las mismas para constituirse en rocas productoras de los fluidos que contiene entre otros, se debe considerar la porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos, presión capilar, mojabilidad, etc.
PROPIEDADES DEL MEDIO Rocas clásticas. Los sedimentos clásticos están principalmente constituidos de partículas de otras rocas o minerales pre-existentes. Por efecto de la meteorización, erosión y transporte, estas partículas se depositan con restos orgánicos en cuencas marinas en capas sucesivas.
PROPIEDADES DEL MEDIO Rocas clásticas. Estas rocas están conformadas por un conjunto de granos silíceos sostenidos por diferentes tipos de matriz calcárea o arcillosa; los espacios entre los granos constituyen el volumen poroso en el cual se almacenan los fluidos. Dentro de las rocas clásticas podemos considerar a los conglomerados, arenas y limos y arcillas.
PROPIEDADES DEL MEDIO Rocas Carbonatadas Los yacimientos carbonatados están relacionados con dos tipos de rocas principalmente: calizas y dolomías. La caliza esta constituida en su mayor parte por carbonato de calcio (CaCO3) y la dolomía por carbonato de calcio y magnesio (CaCO3 y MgCO3). Normalmente son de estructura masiva, compacta y cuando están afectadas por efectos tectónicos o químicos, alteran su estructura original y se producen fracturas o micro fracturas y espacios vacíos donde se acumulan los fluidos, esta porosidad es conocida como porosidad secundaria.
PROPIEDADES DEL MEDIO Rocas Carbonatadas
PROPIEDADES DEL MEDIO
Análisis de fluidos.
El análisis de los fluidos es una parte crítica del proceso por el cual los ingenieros realizan la caracterización de yacimientos, determinan la arquitectura del yacimiento y deciden si una acumulación de petróleo o gas amerita ser desarrollada. Las muestras de alta calidad son esenciales, porque los datos erróneos podrían llevar a los ingenieros a interpretar equivocadamente los parámetros de producción, tales como el volumen de drene, las tasas de flujo, las reservas, y el diseño de las terminaciones de los pozos y de las instalaciones de superficie. Claramente, los datos de fluidos pobres o engañosos pueden producir un impacto financiero negativo severo.
PROPIEDADES DEL MEDIO Si el análisis del yacimiento resulta positivo, los ingenieros comienzan a diseñar un sistema de producción que transportará eficientemente sus fluidos, desde la formación hasta los pozos, las líneas de flujo, las instalaciones de producción y más allá de éstas. Durante el recorrido, los fluidos del yacimiento experimentan cambios en las temperaturas y presiones que difieren considerablemente de sus condiciones locales iniciales.
PROPIEDADES DEL MEDIO
POROSIDAD
La porosidad es la característica física más conocida de un yacimiento de petróleo. La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos. = +
= Volumen Total de roca. = Volumen de poros. = Volumen de sólidos.
Se concluye:
∅=
=
0% ≤ ∅ ≤ 100%
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. Muchas veces la porosidad es expresada como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar la ecuación por 100.
CARACTERÍSTICAS DE LA PERMEABILIDAD
-
Factores que influyen en la porosidad efectiva también influyen en la permeabilidad, es decir: El tamaño de los granos. El empaquetamiento. La redondez y esfericidad de los granos La distribución. La litificación (cementación y consolidación).
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD
Clasificación de la porosidad según en punto de vista morfológico (interconexión de los poros) Catenary o Poros Interconectados: Este tipo de porosidad tiene más de una garganta poral conectada con otros poros, la extracción de hidrocarburo es relativamente fácil en este tipo de poros.
Cul-de-sac, conectados o sin salida Este tipo de porosidad tiene una garganta poral conectada con otros poros; se puede producir hidrocarburo por la presión natural del yacimiento.
CONCEPTOS FUNDAMENTALES Poro cerrado o aislado El poro se encuentra completamente cerrado, no tiene ninguna garganta poral conectada con otros poros; en un proceso normal no es capaz de producir hidrocarburo.
Porosidad efectiva (∅ ) Se define como el volumen total de la roca que representa espacios que pueden contener fluidos y se encuentran comunicados entre sí; es la relación entre el volumen de poros interconectados con el volumen total de roca del yacimiento.
CONCEPTOS FUNDAMENTALES Porosidad no efectiva o residual (∅ ) Es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que está conformada por los espacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí; es la relación entre el volumen total de poro cerrado con el volumen a granel.
Porosidad absoluta o total (∅ ) La sumatoria del volumen de los poros no interconectados más el volumen de los poros interconectados es igual al volumen total de los poros de la roca, entonces la porosidad absoluta es igual a la sumatoria de la porosidad efectiva más la porosidad no efectiva (residual).
= + _ = ∅ + ∅
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Según su tiempo de posicionamiento
Porosidad Primaria Es la que posee la roca de la fase depositacional (inicio de enterramiento, los granos no han sido alterados, fracturados, disueltos)
Depende de: Uniformidad del tamaño de granos Régimen de depositación Forma de los granos Compactación
La porosidad primaria se puede dividir en dos tipos.
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Porosidad intergranular o entre partículas
Ésta se produce entre los granos de un sedimento, es típica de las areniscas. También se encuentra generalmente en calizas recién depositado. Sin embargo, a menudo en las calizas se pierde esta porosidad por la cementación. En la porosidad intergranular las gargantas porales se encuentran interconectadas unas con otras. A menos que la cementación se amplíe con el tiempo, este tipo de porosidad es muy buena y presenta también buena permeabilidad. En este tipo la porosidad efectiva es equivalente a la porosidad total.
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Porosidad intragranular o intrapartícula
Ésta ocurre dentro de los mismos granos del sedimento. Ésta porosidad es típica en el recién posicionamiento de los esqueletos de la calizas. No es habitual que estos poros se conserven. Generalmente son rellenados durante el entierro a principios de la cementación, pero en algunos casos, el cemento puede ser lixiviado para dejar el poro intragranular original.
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Según su tiempo de posicionamiento
Porosidad secundaria La porosidad secundaria es la porosidad formada dentro de un depósito después del posicionamiento primario. Es causada por la acción de fuerzas tectónicas o de fluidos en la roca madre después del posicionamiento primario. Los principales tipos de porosidad secundaria son: Fenestrales Se desarrolla donde hay una laguna en el marco de la roca, más grande que el normal soportado por los espacios porosos del grano. Es característico de lagunares, es causado por la deshidratación, contracción y deformación de las láminas. Esta tipo de porosidad es la menos frecuente.
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Intercristalina
Se produce entre los cristales y es el tipo de porosidad encontrado en importantes yacimientos de petróleo y gas. En calizas recristalizadas, porosidad intercristalina es insignificante. Sin embargo, a menudo, las dolomitas cristalinas presentan alta intercristalinidad.
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Fractura
La fractura de las formaciones puede ocurrir por el rompimiento de cualquier roca frágil y no por deformación plástica. Así, hay yacimientos fracturados en las pizarras, cementado duro de areniscas cuarcitas, calizas, dolomías y, por supuesto, rocas del basamento, como granitos y metamórficas. Las fracturas pueden desarrollarse a partir de las fuerzas tectónicas asociadas con el plegamiento y fallas.
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Fractura
La porosidad por fractura puede resultar en altas tasas de producción durante la prueba inicial de un pozo, seguido de un rápido descenso en la producción después. Cuando una roca se ha fracturado, las fracturas no necesariamente permanecen abiertas. Pueden cementarse más tarde por sílice, calcita o dolomita.
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA POROSIDAD
Areniscas
La porosidad en las areniscas en afectada por:
Empaquetamiento
Describe el tipo de arreglo de los granos de arena, con respecto uno con otro. En la figura se muestra tipos teóricos ideales de empaquetamiento. El empaquetamiento cubico tiene una porosidad máxima del 47.6%, el empaquetamiento hexagonal del 39.5% y el empaquetamiento romboédrico de 25.9%. Como podemos ver por derivaciones geométricas, la porosidad es muy independiente del tamaño del grano como también del diámetro de estos.
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA POROSIDAD
Vb: Volumen total de la roca Vg: volumen ocupado por los granos Vp: Volumen ocupado por los poros. Vb-Vg=Vp
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA POROSIDAD
Clasificación
Una arenisca bien clasificada consiste en tener aproximadamente el mismo tamaño de granos, en cambien una arenisca mal o pobremente clasificada consiste en tener una gran variedad de tamaños de los granos. La mala clasificación reduce la porosidad de a arenisca, pues los granos pequeños llenas los poros dejados por los granos más grandes.
A)A
is
l cl sifi da
B)E
et
ient id l
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA POROSIDAD
Cementación
En rocas consolidadas, los granos de arena son usualmente cementados juntos por cuarzo o carbonatos. La cementación reduce la porosidad de la arena.
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA POROSIDAD
Carbonatos
En los carbonatos, la porosidad secundaria en usualmente más importante que la porosidad primaria. Los factores que afectan son la fracturación, la disolución y la sustitución química. Fracturas Las fracturas son grietas en la roca, una fractura ideal es el espacio formado entre los ladrillos. Aunque la porosidad es generalmente pequeña, a menudo de 1-2%, las fracturas son muy útiles para permitir el paso de fluidos de manera más fácil entre las rocas. Por lo tanto mejoran en gran medida la capacidad de dejar fluir el fluido en la roca.
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA POROSIDAD
CARACTERÍSTICAS DE LA POROSIDAD Las porosidades de las formaciones subterráneas pueden variar en alto grado. Los carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas (sal, anhidrita, yeso, silvita, etc.) pueden tener una porosidad prácticamente de cero. Las areniscas bien consolidadas pueden tener una porosidad de 10 al 15%. Las arenas no consolidadas pueden llegar a 30% o más de porosidad. Las lutitas o arcillas pueden tener una porosidad de más de 40% con contenido de agua, sin embargo los poros individuales son generalmente pequeños, lo que hace que la roca sea impermeable al flujo de líquidos.
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA POROSIDAD
Calidad de la roca en función de la porosidad.
Como la porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de la roca, la calidad de la roca yacimiento puede ser determinada en función a la porosidad, como se observa en la tabla mostrada a continuación.
PERMEABILIDAD
Permeabilidad.
Es uno de los parámetros de las rocas que se determina, para saber la cantidad de hidrocarburos que contiene el yacimiento, así como también la facilidad con la que fluirán a través del sistema poroso al pozo. Así, el grado de permeabilidad de una roca estará definido de acuerdo con la facilidad que presente para el paso de fluidos por medio de ella. La permeabilidad es una propiedad del medio poroso y es una medición de la capacidad del medio para transmitir fluidos. Los yacimientos pueden tener permeabilidad primaria y secundaria. La permeabilidad primaria también se conoce como permeabilidad de la matriz, y la permeabilidad secundaria se conoce como permeabilidad de la fractura.
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Factores que influyen en la permeabilidad
En forma general, se puede afirmar que la velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende de tres factores básicos: -
La porosidad del material. La densidad del fluido considerado, afectado por su temperatura. La presión a que está sometido el fluido
PERMEABILIDAD
Ecuación de Darcy.
El primero en estudiar este concepto fue Henry Darcy (1856) al investigar el flujo de agua a través de filtros de arena para la purificación de agua. Estableció una relación para el flujo de fluidos en un medio poroso y sus estudios fueron retomados, aplicándose en el desarrollo de varias industrias, como la petrolera. La forma elemental de la ecuación de Darcy es:
k a ( P gh) q A L
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Permeabilidad.
La forma elemental de la ecuación de la cual partió Darcy es:
= −
: /
:
: ó (/) :
Pero;
=
= −1,127
: é
: á ó
CONCEPTOS FUNDAMENTALES Darcy experimentó con filtros de arena y encontró que el gasto a través del empaque de arena era proporcional a la carga hidrostática del fluido (ρ, g, h), más una presión (P) ejercida sobre la superficie libre del líquido, que causa el movimiento del fluido en una longitud (L) dada, mediante una sección transversal de área (A) perpendicular a la dirección de flujo donde esta área es un área aparente ya que considera todo y solo se fluye a través del espacio poroso. La constante de proporcionalidad (K) es la permeabilidad.
q A
k a ( P gh) L
CONCEPTOS FUNDAMENTALES h es la altura medida sobre un nivel constante de referencia, ρ es la densidad del fluido y g es la aceleración de la gravedad. Darcy sólo consideró agua, no pudiendo así aplicarse de forma general a otros campos relacionados con el flujo de fluidos. Investigaciones posteriores ya consideran otros fluidos tomando en cuenta el efecto de la viscosidad (μ). Al introducir este término se observa que es inversamente proporcional al gasto del fluido. Por lo que la ecuación de Darcy adquiere una forma más general:
CONCEPTOS FUNDAMENTALES Ahora, si L se mide en una cierta dirección y el ángulo de buzamiento con la horizontal es α, entonces h=L(senα) y la ecuación queda de la siguiente manera:
donde Δp/L es el gradiente de presión en la dirección de flujo por lo que a α se le considera positivo cuando el flujo es buzamiento arriba o negativo cuando es buzamiento abajo. En esta ecuación de flujo, la velocidad que se obtiene al dividir al gasto por el área, no es la velocidad real, es sólo aparente, ya que no toda la sección del área transversal está disponible para el flujo del fluido. Ahora si se quiere estimar la velocidad del flujo real en el medio poroso, se tendrá que dividir entre la porosidad.
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Validez de la Ecuación de Darcy
A pesar de que la ecuación de Darcy ha sido aceptada por la industria petrolera como válida, es conveniente definir mejor las condiciones bajo las cuales se puede suponer válida. La determinación experimental de la ecuación de Darcy considera:
Flujo en estado estable.
En las pruebas de laboratorio, debido al tamaño de los núcleos, las condiciones de flujo transitorio duran usualmente pocos minutos, sin embargo en la práctica, debido a la naturaleza de los fluidos y las dimensiones del yacimiento, se pueden originar condiciones de flujo transitorio durante meses o incluso años.
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Flujo Laminar
La ecuación de Darcy es inválida para números de Reynolds mayores de uno. Afortunadamente en aplicaciones prácticas, generalmente el flujo es laminar. Sin embargo, en las cercanías del pozo cuando las velocidades son elevadas, por ejemplo en producción de gas, puede ocurrir flujo turbulento.
La roca se encuentra saturada completamente por un solo fluido.
Esto significa que la ecuación de Darcy no aplica en regiones donde fluya más de un fluido; sin embargo, existen modificaciones para hacerla aplicable a flujo multifásico.
CONCEPTOS FUNDAMENTALES El fluido no reacciona con la roca Existen casos donde esto no se cumple, por ejemplo cuando un pozo es estimulado durante un trabajo de fracturamiento hidráulico. Los fluidos usados pueden reaccionar con los minerales de la roca y reducir la permeabilidad.
La roca es homogénea e isotrópica Esto significa que la estructura porosa y sus propiedades deben ser iguales en cualquier dirección. En la práctica, la naturaleza de los procesos que dieron origen a la roca, y las grandes extensiones arenales del yacimiento pueden producir variaciones en la permeabilidad en varias direcciones.
CLASIFICACIÓN
Existen tres tipos de Permeabilidad: Permeabilidad absoluta o intrínseca Permeabilidad efectiva Permeabilidad relativa
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Permeabilidad absoluta.
Es aquella en la cual sólo se considera un fluido mojante presente en el medio poroso saturándolo al 100%. Esto es, si se tiene un solo fluido homogéneo en el medio poroso, entonces la permeabilidad que se tiene no variará considerando que el fluido no reaccione con el medio, esta propiedad es propia del sistema y será la misma, no importando el fluido, no debe reaccionar con la roca.
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Permeabilidad efectiva (Ke).
Se considera que en el medio poroso se tiene presente más de un fluido, es decir, dos fases por lo menos en el sistema. La permeabilidad efectiva es la permeabilidad a un fluido en particular, ya sea este aceite, gas o agua. Se dice también que la permeabilidad efectiva a un fluido es la conductividad del medio poroso a éste, cuando existe una cierta saturación del medio, menor de 100%, de dicho fluido. Esta permeabilidad, no sólo depende de la roca, sino también de las cantidades y propiedades de los fluidos presentes en ella. Estas permeabilidades cambiarán en función de la variación de las saturaciones que tengan. Se ha encontrado que: 0 ≤ Ke ≤ K.
Donde el subíndice f indica el tipo de fluido.
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Permeabilidad relativa (Kr).
Es la relación de la permeabilidad efectiva de cualquier fluido (aceite, gas o agua) con respecto a la permeabilidad absoluta (Kr =Kef/Ka). Se expresa en fracción ya que nunca es mayor a uno (0 ≤ Kr ≤ 1). Esta permeabilidad, en otras palabras, indica la facilidad de flujo de un fluido a través de la roca, en presencia de otro u otros fluidos comparados con la facilidad de flujo que se tendría si únicamente fluyera un fluido.
Krf= Permeabilidad relativa al fluido f Kf= Permeabilidad al fluido f K= Permeabilidad absoluta
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Representación de la Permeabilidad relativa (Kr).
El cálculo de las permeabilidades relativas es muy útil en la ingeniería de yacimientos. Las curvas que describen como varían con respecto a las saturaciones de los fluidos muestran factores importantes en el yacimiento en estudio.
Representación de las permeabilidades relativas de agua y de aceite para determinar parámetros como SWC y SOC, además de identificar fase mojante de la roca
TIPOS DE PERMEABILIDAD • Permeabilidad
de la matriz
Es la permeabilidad de la roca sin tomar en cuenta las fracturas. Tomando en cuenta la ley de Darcy para fluidos incompresibles, la permeabilidad puede calcularse con la siguiente ecuación: k=
∆
=
∆
Reacomodando términos y expresada en unidades prácticas la ecuación de Darcy queda de la siguiente manera: Dónde:
=
.∆
= = = á ( ) Δ = ó (/2) = () = ()
TIPOS DE PERMEABILIDAD • Permeabilidad
de la fractura
La presencia de fracturas abiertas y no cementadas incrementa de manera considerable la permeabilidad de la roca. Es posible estimar la permeabilidad de una fractura con un método similar al utilizado para la permeabilidad vugular. La permeabilidad de la fractura con base en el ancho de la fractura es: = 54106 (darcys)
En dónde es el ancho de la fractura en pulgadas.
CARACTERÍSTICAS DE LA PERMEABILIDAD Por lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque esto no siempre es así. La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia de fallas, grietas u otros defectos estructurales. Algunos ejemplos de roca permeable son la caliza y la arenisca, mientras que la arcilla o el basalto son prácticamente impermeables. Algunas arenas de granos finos pueden tener un alto índice de porosidad interconectada, aunque los poros individuales y los canales de poros sean bastante pequeños. En consecuencia, las vías disponibles para el movimiento de fluidos a través de los poros estrechos están restringidas; por lo tanto, la permeabilidad de formaciones con granos finos tiende a ser baja. Si el yacimiento está formado por rocas con altas densidades y fracturadas por pequeñas fisuras de gran extensión, su porosidad será pequeña, pero presentará una alta permeabilidad, un ejemplo de esto lo constituyen las calizas.
