Carrera: Ing. Petrolero Materia: Ing. De Producción Catedrático: Jesús Guerra Abad EQUIPO : Raul Eduardo Peña Gómez Luis Ángel García
POROSIDAD: La porosidad (φ) de una roca es una medida de la capacidad c apacidad de almacenamiento
que esta tiene (espacio poroso). Cuantitativamente, la porosidad es la relación entre el volumen de poros y el volumen total de la roca. Esta importante propiedad de la roca es determinada matemáticamente por la relación generalizada siguiente:
Se definen varios varios tipos de porosidad, porosidad, dependiendo dependiendo del tipo del volumen de poros estimado, que son:
La absoluta considera todos los poros existentes en la roca. La efectiva considera todos los poros comunicados en la roca. De matriz considera todos los poros inter granulares en la roca. De fractura considera todos los poros pertenecientes a las fracturas
Debe mencionarse que a medida que aumenta la profundidad, la porosidad será menor .
TIPOS DE POROSIDADES
La porosidad efectiva de las rocas varía entre 1% y 40%. Se considera que la porosidad es: Baja si: φ < 5 % Media si: 10 % < φ < 20 %
PERMEABILIDAD. La permeabilidad (k) es una propiedad de las rocas, la que mide l a capacidad y habilidad de esta para transmitir los fluidos. La permeabilidad de la roca es una propiedad muy importante porque esta controla el movimiento y el flujo de l os fluidos de la formación.
Como en el yacimiento se encuentran agua, aceite y gas en distintas proporciones, se distinguen entonces estos tipos de permeabilidad: Permeabilidad absoluta. Es una propiedad del medio poroso que mide la capacidad de este para transmitir fluidos cuando este se encuentra saturado al 100% por un solo fluido. Cuando dos o más fluidos se encuentran fluyendo al mismo tiempo, la
Kro = permeabilidad relativa al aceite Krg = permeabilidad relativa al gas Krw= permeabilidad relativa al agua K = permeabilidad absoluta Ko = permeabilidad efectiva al aceite para una saturación de aceite dada. Kg = permeabilidad efectiva al gas para una saturación de gas dada. Kw= permeabilidad efectiva al agua para una saturación de agua dada. Cuando tres fases están presentes, la suma de las tres permeabilidades relativas (kro + krg + krw) es siempre variable y menor o igual a la unidad .
SATURACIÓN La saturación de un fluido en un medio poroso es una medida de volumen del fluido en el espacio poroso de una roca (aceite, agua o gas), a las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra en el yacimiento. Esta propiedad matemáticamente se expresa para cada fluido como: So = Saturación de aceite. Sg =Saturación de gas. Sw = Saturación de agua. Por definición:
Dependiendo de las condiciones a las que se encuentre existen diferentes formas de clasificar las saturaciones, dentro de las más comunes tenemos: Saturación inicial: saturación a la cual es descubierto el yacimiento, también se le denomina saturación congénita y es resultado de los medios acuosos donde se forman los Hidrocarburos, dependiendo su valor el agua congénita podrá tener movimiento o no.
Saturación residual: Es aquella que se tiene después de un periodo de explotación en una zona determinada, dependiendo el movimiento de los fluidos, los procesos a los cuales se está sometiendo el yacimiento y el tiempo, esta puede ser igual, menor o en casos excepcionales mayor que la saturación inicia.
Saturación Crítica: Será aquella a la que un fluido inicia su movimiento dentro del
MOVILIDAD. Es una medida de la capacidad que tiene un fluido de moverse en el sistema roca fluido, es decir, es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de un fluido, así podemos hablar de la movilidad del aceite, del gas o del agua. En un proceso de flujo multifásico, existe relación entre las movili dades de los fluidos, a esto se le conoce como relación de movilidad, M, normalmente se expresa como la relación entre el fluido desplazante sobre el desplazado.
Si M < 1, significa que el crudo se mueve más fácilmente que el agua, si M = 1 significa que ambos fluidos tienen igual movilidad y si M > 1, significa que el agua es muy móvil con respecto al aceite.
Movilidad del gas a través del aceite
Movilidad del aceite en presencia de agua
La Ley de Darcy : fue establecida por Henry Darcy (1856) a partir de diversos experimentos, con el fin de describir el comportamiento de flujo en el yacimiento. El experimento que Darcy realizo consiste en hacer fluir agua a través de un recipiente que contiene un empacamiento de arena hasta que este quede completamente saturado por el agua.
EXPERIMENTO DARCY
Como resultado a este experimento, Darcy encontró que la velocidad de un fluido a través de un medio poroso es proporcional al gradiente de presión, e inversamente proporcional a la viscosida.
En 1936 Wycoff y Muskat establecieron que la constante de proporcionalidad de la ecuación anterior (Ley de Darcy) puede ser expresada mediante de dos propiedades correspondientes al sistema roca- fluidos, que son la viscosidad y la permeabilidad, de esta forma la ecuación de Darcy tomo la forma en la que hoy la conocemos:
Si la ecuación anterior se expresa en términos de gasto volumétrico se tiene:
Donde: A : Área total transversal al flujo, [cm2] ka : Permeabilidad absoluta del medio poroso,
El signo negativo de la ecuación indica que la distancia es medida en la dirección de flujo; es decir, la presión declina conforme la distancia se incrementa resultando un valor negativo para el termino (dp/dx), por lo tanto, este signo asegura que la velocidad sea positiva.
La Ley de Darcy, sólo es válida bajo las siguientes consideraciones:
Medio homogéneo e isotrópico.
Medio poroso saturado al 100% por un fluido de viscosidad constante.
Temperatura constante.
Flujo laminar.
Radio de drenaje (re) Es la distancia comprendida desde el centro del pozo y el límite de v olumen de roca permeable al cual se le interrumpe la presión estática. Se lo llama radio de drenaje, ya que en la mayoría de los casos se asume un flujo radial desde el reservorio hacia el pozo.
PRESION PROMEDIO DEL YACIMIENTO La presión promedio,( p), es utilizada para caracterizar el comportamiento de yacimiento, y predecir su comportamiento futuro. Es un parámetro fundamental para entender la conducta de los yacimientos en recobro primario, secundarios proyectos de mantenimiento de presión.
METODOS PARA DETERMINAR PRESION PROMEDIO EN UN YACIMIENTO. 1. presión en cada pozo – (cada 6 meses o cada año) se toma la presión en los pozos de observación de tal forma que se pueda obtener un mapa isobárico. No es económico tomar presiones en cada pozo teniendo un mapa isobárico. 2. los pozos seleccionados se cierran de acuerdo a un determinado programa y se someten a prueba. 3. se llevan las presiones a un mismo plano de referencia (el cual es arbitrario). A veces
4. determinación de la presión promedio del yacimiento. Pro m ed io ar itm é tic o . Donde: n = Nº de p ozo s Pi= presión en cada pozo. a)
b. Promedio po r espesor. Donde: P=presión en c ada pozo H= espesor neto de cada pozo (Más ex act o q ue a) c. Pro m edio po r área. Donde: Pi= presión en cada pozo. Ai= área de d ren aje en cad a po zo (acres ) (Más ex act o q ue b ) d . P ro m e d i o p o r v o l u m e n Donde: Hi=espesor neto de cada pozo (ft) Ai= área de d ren aje en cad a po zo (acres ) (Más ex act o q ue c )
e. Método de los mapas isobáricos. Desp ué s de t om ar las p resi on es se pu ede dibu jar un m apa isob árico . Este es el m é tod o m as u tilizad o. (Utilizand o plan ím etro
Presión de fondo fluyendo (Pwf): Es la presión que se mide en el fondo de un pozo a nivel de la zona de disparos, a condiciones de flujo gobernadas por un estrangulador.
La energía para mantener fluyendo un pozo,(sin sistema artificial de producción) es la presión propia del yacimiento. Algunos pozos produciendo 98% de agua salada son aún capaces de fluir. Estos pozos producen de yacimiento con un empuje hidráulico muy activo debido a una alta presión de fondo fluyendo .
FACTOR DE DAÑO: El daño a la formación se refiere a la pérdida o disminución de productividad del yacimiento y está normalmente asociado a:
Invasión de fluidos. Migración de finos. Precipitados. Formación de emulsiones en el yacimiento.
Origen del Daño. El daño a la formación se presenta en cualquiera de las etapas de la vi da de un pozo. Generalmente el proceso de la perforación del pozo es el principal y más importante origen del daño, ya que el lodo de perforación se considera que esta hecho de materiales extraños en la formación que causan que esta se altere o s e tape.
Causas de daño.
Principalmente los efectos del daño a la formación afectan el flujo natural de los fluidos de la formación hacia el pozo (patrón de flujo). En general, estos ti pos de daño a la formación se pueden agrupar de la forma siguiente:
Daño a la permeabilidad absoluta.
Este tipo de daño se caracteriza por partículas o materiales propios o extraños a la formación ocupan de forma parcial o total los poros de la roca, esto puede ser ocasionado por la presencia de finos o arcillas de la propia formación.
Cambios en la permeabilidad relativa.
Se presentan cuando existe una baja productividad de hidrocarburos de la formación y son debidos a los cambios de la mojabilidad de la formación.
Alteración de la viscosidad.
Presente cuando hay presencia de emulsiones, polímeros u otros aditivos en el lodo de perforación, que ocasionan un incremento en la viscosidad del fluido y por consecuencia dificultan el flujo de fluidos del yacimiento.
TIPOS DE YACIMIENTOS Estratigráficos: lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, cambios de permeabilidad.
. Estructurales: Fracturas en calizas o rocas ígneas, discordancias, falla miento en areniscas, sinclinales, anticlinales, domos salinos.
Combinados: Hace referencia a las posibles combinaciones que se presenten entre los dos grupos anteriores.
TIPOS DE FLUIDOS
Los fluidos existentes en un yacimiento son: El agua y los hidrocarburos en estado liquido el petróleo, o en estado gaseoso el gas natural.
TIPOS DE FLUIDO EN EL YACIMIENTO
GAS SECO: El gas seco representa una mezcla de hidrocarburos constituido fundamentalmente por metano y un menor porcentaje de hidrocarburos intermedios. GAS HUMEDO: El gas húmedo esta formado por una mezcla de hidrocarburos con un mayor contenido de componentes intermedios y pesados en comparación con los gases secos. GAS CONDENSADO : Los gases condensados son también denominados gases retrógrados, y en su composición química todavía predomina un alto porcentaje de metano, pero posee una cantidad de relativamente mayor de hidrocarburos pesados en comparación a los gases secos y húmedos. PETROLEO VOLATIL: Los crudos volátiles están formados por hidrocarburos menos pesados y moléculas más intermedias que en el caso de los crudos negros, abarcando desde el etano hasta los hexanos. CRUDO NEGRO: Los crudos negros están compuestos de una gran variedad de especies químicas incluyendo las moléculas grandes, pesadas y no volátiles .• El color característico de este fluido es verde oscuro o negro y presenta un RGP menor de 1750
Tipos de yacimientos Yacimientos de gas seco:
Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan.
Yacimientos de Gas Húmedo:
Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no se condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie (en el separador. Como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas mas pesadas originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte de este gas en líquido)
Yacimiento de gas condensado:
Estos están constituidos por los fluidos tal que por su expansión isotérmica a la temperatura del reservorio en el mismo que puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un liquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos
