INTRODUCCIÓN En el siguiente informe se mencionarán y explicarán las distintas propiedades de las rocas y de los tipos de fluidos que se pueden encontrar almacenados en éstas a las profundidades y condiciones de presión y temperatura. Una propiedad física es cualquier propiedad que es medible, usualmente se asume que el conjunto de propiedades físicas definen el estado de un sistema físico. Los cambios en las propiedades físicas de un sistema describen sus transformaciones y su evolución temporal entre estados instantáneos. Éstas propiedades físicas definen el comportamiento de cada fase del fluido, ya sea en su estado líquido, gaseoso, o si estuviéramos hablando del agua, dependiendo de su composición molecular, y de la presión y temperatura a la cual se encuentran sometidos. Se demostrarán distintos procedimientos para poder cuantificar y medir las propiedades correspondientes a cada fluido, mediante la utilización de fórmulas y correlaciones entre las propiedades en las que se encuentran los mismos.
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PROPIEDADES FÍSICAS DE LA ROCA Y FLUIDOS 1
OBJETIVOS
1.1 OBJETIVO GENERAL
Determinar las propiedades físicas de la la rocas y los fluidos
1.2 OBJETIVO ESPECIFICO Determinar los tipos de propiedades físicas de las rocas y a la vez de los diversos tipos de fluidos. Dar a conocer los conceptos de las propiedades físicas de la roca y de los fluidos.
DESARROLLO 2
PROPIEDAD FÍSICA DE LA ROCA
Las propiedades de la roca son parámetros que se encuentran en función de la presión entre otros, por lo que es de suma importancia analizar algunos de ellos para comprender el comportamiento en la mecánica de los yacimientos, ya que al variar la presión, estas propiedades irán cambiando, generando fenómenos que deben contemplarse en la explotación de hidrocarburos.
2.1 POROSIDAD: La porosidad nos indica la habilidad de la roca para contener fluidos; es el volumen de los poros por cada unidad volumétrica de formación; es la fracción del volumen total de una muestra que es ocupada por poros o huecos.
=Porosidad Absoluta
Vp = volumen poroso Vb = Volumen Bruto Vg =Volumen grano
La porosidad es la fracción del volumen bruto total de la roca que constituyen los espacios no sólidos y generalmente se expresa en porcentaje.
2.1.1 LA POROSIDAD SE CLASIFICA CLASIFICA DE DOS DOS MANERAS: MANERAS: 2.1.1.1 2.1. 1.1
EN BASE A SU ORIGEN:
Original o Primario: es que la matriz de la roca esa compuesto de granos individuales las cuales son más o menos esferas y se encuentran empacados de alguna forma donde existe porros entre ellos. Inducida o Secundaria: es causada por acciones de las aguas de formación o de las fuerzas tectónicas sobre la matriz de la roca después de la depositación.
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2.1.1.2 EN BASE AL AL VOLUMEN POROSO CONSIDERADO Absoluta o Total: Fracción del volumen total de la roca que no está ocupado por material denso o matriz.
Efectiva: Fracción del volumen total de la roca que está compuesto por espacios porosos que se hallan comunicados entre sí. Porosidad no efectiva o residual: es la relación entre el volumen total de poro cerrado con el volumen a granel.
2.1.2 FACTORES QUE AFECTA AFECTA A LA POROSIDAD
2.2
Tipos de empaque Material cementante Presión de las capas suprayacentes y confinantes Selección de los granos
PERMEABILIDAD
Se define como la capacidad que tiene tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad.
2.2.1 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA PERMEABILIDAD Los factores que influyen en la porosidad efectiva también influyen en la permeabilidad, es decir: 2
El tamaño de los granos. El empaquetamiento. La redondez y esfericidad de los granos La distribución.
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
2.2.2 CLASIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDAD Existen tres tipos de Permeabilidad Permeabilidad absoluta : medio poroso que está completamente saturado (100%) con el fluido que se mueve a través de los canales porosos.
Permeabilidad efectiva : Es la permeabilidad de una roca a un fluido en particular
cuando la saturación de este es menor al 100%.
. < .
Permeabilidad relativa : Es la relación entre la permeabilidad efectiva a la permeabilidad
absoluta. Es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva con la permeabilidad absoluta
2.3 MOJABILIDAD La mojabilidad es la preferencia de un sólido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro. Una gota de un fluido preferentemente mojante va a desplazar a otro fluido dispersándose por la superficie, por el contrario un fluido no mojante formará gotas, disminuyendo su contacto con la superficie del sólido. El equilibrio de estos casos creará un ángulo de contacto θ entre los fluidos de la superficie, que está determinado por el
equilibrio de fuerzas resultante de la interacción de las tensiones interfaciales. La mojabilidad está relacionada con otros efectos, como la capilaridad.
Gota de petróleo -verde- en una superficie sólida mojada por agua -azul- (izquierda), mojada por petróleo (derecha) o con mojabilidad intermedia (centro).
2.3.1 DESCRIPCIÓN DEL FENÓMENO La mojabilidad depende de las fuerzas intermoleculares de los materiales en contacto; las fuerzas adhesivas entre el líquido y el sólido provocan que el líquido se extienda por la 3
superficie, mientras que las cohesivas del líquido hacen que éste se abulte y tienda a evitarla. El ángulo de contacto θ es el ángulo que forma el líquido respecto a la superficie de contacto con el sólido, y está determinado por la resultante de las fuerzas adhesivas y cohesivas. Como la tendencia de una gota a expandirse en una superficie plana aumenta con la disminución del ángulo de contacto, este ángulo proporciona una medida de la inversa de la mojabilidad. Tabla donde se exponen los diferentes ángulos de contacto y sus correspondientes interacciones sólido/líquido y líquido/líquido.
Ángulo de contacto
θ = 0
0 < θ < 90° 90° ≤ θ < 180° θ = 180°
Grado de mojab.
Perfecta
Fuerzas intermoleculares: S/L L/L interacciones interacciones fuerte
Débil
fuerte
fuerte
débil
Débil
Baja
débil
fuerte
Nula
débil
fuerte
Alta
2.3.2 CLASIFICACIÓN EN BASE A LA MOJABILIDAD En base a la mojabilidad, los fluidos pueden clasificarse en:
Mojantes: Son aquellos que tienen la mayor tendencia a adherirse a la roca, por lo
general es el agua ya que la mayoría de las rocas yacimiento son preferencialmente mojadas por agua.
No mojantes: Los que no se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.
El estudio de la mojabilidad se hace a través de un ángulo θ denominado ángulo de
contacto el cual es definido como el ángulo formado entre la superficie y la línea tangente al punto de contacto entre la gota de líquido con la superficie. Este ángulo depende de la energía superficial del sólido, la energía interfacial y la tensión superficial del líquido.
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Mojabilidad de los fluidos. Cuando θ es
menor a 90º el fluido es no mojante y mayor a 90º el fluido es mojante .
Una tensión de adhesión de cero indica que los fluidos tienen igual afinidad por la superficie. La mojabilidad tiene sólo un significado relativo. Teóricamente, debe ocurrir mojabilidad o no mojabilidad completa cuando el ángulo de contacto es 0° o 180° respectivamente. Sin embargo, un ángulo de cero es obtenido sólo en pocos casos.
2.3.3 CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS 2.3.3.1 YACIMIENTOS HIDRÓFILOS (MOJABILIDAD POR AGUA)
Poseen un ángulo de contacto θ menor a 90º.
El agua es la fase mojante.
En los canales de flujo más pequeños del yacimiento, habrá solo desplazamiento de agua.
El petróleo se desplaza por los canales de flujo más grandes.
La mayoría de los yacimientos petrolíferos son hidrófilos.
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2.3.3.2 YACIMIENTOS OLEÓFILOS (MOJABILIDAD POR PETRÓLEO)
Presentan un ángulo de contacto θ > 90º
El petróleo es la fase mojante.
En los canales de flujo más pequeños habrá solo desplazamiento de petróleo; el agua se desplaza por los canales más grandes. Pocos yacimientos son oleófilos.
2.3.3.3 MOJABILIDAD MIXTAS Actualmente muchos especialistas consideran que la mayoría de los yacimientos de hidrocarburos tienen condiciones de mojabilidad mixta. Es probable que el petróleo haya migrado hacia una formación mojable por agua y modifique desde allí la mojabilidad en las superficies de contacto. Durante la producción, el agua va ocupando el centro de los espacios porosos más grandes, pero sin entrar en contacto con el agua connata, dejando un intermedio de hidrocarburo adherido por la mojabilidad preferente hacia el petróleo. La permeabilidad relativa al petróleo disminuye rápidamente ya que los trayectos más permeables se inundan con agua. En estos casos de mojabilidad mixta las pruebas de laboratorio indican que la máxima recuperación del hidrocarburo se consigue para la situación de cuerpos levemente mojables por agua.
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2.3.4 DIVERSOS FACTORES PUEDEN SER AFECTADOS POR LA MOJABILIDAD:
La localización y saturación de agua irreducible. La distribución de los fluidos en el yacimiento, es decir, localización de petróleo y agua en el espacio poroso.
El valor y la localización del petróleo residual.
El mecanismo de desplazamiento.
2.4 SATURACIÓN La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido.
Donde: Sx = Saturación de la fase X. Vx = Volumen que ocupa la fase X. Vt = Volumen poroso total de la roca. La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1 siempre y cuando se considere un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, es decir: Donde: So = Saturación de petróleo. Sw = Saturación de agua. Sg = Saturación de gas.
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2.4.1 CLASIFICACIÓN DE LA SATURACIÓN 2.4.1.1 SATURACIÓN DE AGUA CONNATA La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento.
2.4.1.2 SATURACIÓN RESIDUAL DE UNA FASE La saturación residual de una fase, generalmente expresada como Sxr, donde x corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de dicha fase que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento.
2.4.1.3 SATURACIÓN CRÍTICA DE UNA FASE La saturación crítica de una fase, generalmente expresada como Sxc, donde x corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la mínima saturación requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento, es decir, corresponde a la máxima saturación a la cual la permeabilidad relativa de dicha fase es cero.
2.4.2 CARACTERÍSTICAS DE LA SATURACIÓN
Geología del lugar. Presencia de poros (suelo) o intersticios o fisuras (rocas). Recarga o alimentación de las aguas. Desplazamiento o movimiento de las aguas subterráneas debido a la porosidad.
2.4.3 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA SATURACIÓN
La saturación de agua connata se correlaciona con: La permeabilidad El área superficial El tamaño de los poros. Es decir, a mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la saturación de agua connata.
2.5 COMPRESIBILIDAD Este parámetro es empleado en la industria petrolera para representar la variación del volumen de la formación en función al cambio en la presión. En otras palabras, es de utilidad para determinar en qué medida aumentará o disminuirá el volumen de la formación según sea el caso. 8
La compresibilidad de la roca del yacimiento en estudio debe medirse en el laboratorio, a partir de núcleos de diámetro completo o tapones; ya que las correlaciones en el mejor de los casos, proporcionan sólo un valor aproximado.
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PROPIEDAD FÍSICA DE LOS FLUIDOS
3.1 PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO El petróleo, conocido como petróleo crudo, es una mezcla compleja de hidrocarburos que contiene sulfuro, nitrógeno, oxígeno y helio como un componente menor, cuyas propiedades físicas y químicas varían considerablemente y dependen de la concentración de sus diferentes componentes.
3.1.1 PRESIÓN DE BURBUJEO La presión de burbujeo (Pb), llamada también presión de saturación (Psi), de un sistema de hidrocarburos se define como la mayor presión a la cual se libera del petróleo la primera burbuja de gas. Esta importante propiedad puede medirse experimentalmente en un sistema de petróleo crudo cuando se realiza una prueba de expansión a una composición constante. En ausencia de datos experimentales es necesario hacer una estimación. Las siguientes correlaciones permiten determinar la presión de burbujeo o de saturación de un crudo, tomando en cuenta que ella depende fuertemente de la solubilidad y gravedad del gas, de la gravedad del crudo y de la temperatura.
,,, 3.1.2 RELACIÓN GAS EN SOLUCIÓN-PETRÓLEO (Rs):
En el gráfico de relación gas – petróleo de producción contra presión, tenemos que las condiciones iniciales de presión a un determinado valor de la relación gas - petróleo en producción (Rp), si disminuimos la presión; la relación gas - petróleo de producción permanece constante hasta que llega a la presión de burbujeo; en este punto se está 9
produciendo gas y petróleo y el gas que se está produciendo es el gas disuelto. Por qué no se está produciendo gas libre? Porque está por debajo de la presión de burbujeo; pero si se está produciendo el gas disuelto, por lo tanto, la relación gas petróleo en producción va hacer a misma; además, tiene el mismo comportamiento de Rs. Luego, la presión sigue disminuyendo hasta llegar por debajo de la presión de burbujeo y el comportamiento va hacer una breve reducción y luego un aumento. En el caso del aumento, la relación de gas que se está produciendo y el petróleo que se está produciendo, ahora va a hacer el gas que se contrajo en producción y el gas que está fluyendo de los estados de solución en el petróleo, gas libre como tal no, porque en este momento no había; pero aparte del petróleo que se está produciendo está liberando gas y el petróleo que está cercano al pozo está siendo influenciado por el diferencial de presión que está ocurriendo entre el pozo y el yacimiento, ahí también hay gas liberado y ese gas que se está liberando se está yendo al pozo; porque se está yendo al pozo? Porque la razón de movilidad de este gas es menor que la del petróleo entonces él va a tender a moverse más fácil que el petróleo y va a llegar el pozo ante que el petróleo en esa zona. Entonces la cantidad de gas va aumentar, porque cerca del pozo se está sintiendo el efecto de la presión que se está originando en el pozo, porque se está modificando, a medida que esté más cerca al pozo mayor será el efecto; porque la presión es más baja. Entonces, si la presión del yacimiento es mayor a la presión de burbujeo, no va haber liberación de gas y si la Pwf es menor que la presión de burbujeo, no va haber liberación de gas en donde la presión este por encima de la presión de burbujeo, pero en otra zona si va haber liberación de gas; es decir, que todo el petróleo que este en esa zona va hacer paralela al gas y a medida que esté más cerca del pozo, se va a liberar más gas; porque la presión es menor, este gas que se está liberando se viene hacia el pozo. Ahora, un punto importante es la caída que alcanza Rp después de la presión de burbujeo, la particularidad que tiene los fluidos, es que, para ellos poder moverse a través de un sistema o medio poroso tienen que formar una fase continua; si no forma una fase continua no hay flujo. Entonces cuando yo paso por debajo de la presión de burbujeo el gas se comienza a liberarse y este queda como burbujas aisladas atrapado en el medio poroso; si ese gas queda atrapado, no se va a producir. Por lo tanto, lo único que se va a producir es el gas en solución, menos el gas que quedó atrapado, en consecuencia, va a ver una disminución en el volumen de gas producido, y además va haber una pequeña caída en la relación gas – petróleo en producción a medida que se disminuye la presión y ese gas atrapado empieza a unirse con otras burbujas de gas de la zona cercana, luego que esas burbujas de gas forman una fase continua, se desplaza hacia los poros y en ese punto el proceso se revierte; es decir, ese gas que antes estaba inmóvil abajo, ahora forma una fase continua y empieza a subir. Esto significa que el punto mínimo de la relación gas - petróleo de producción, no es la condición inicial del yacimiento; el cual, el yacimiento se encuentra en la relación gas – petróleo en solución.
3.1.3 RELACIÓN GAS EN SOLUCIÓN-PETRÓLEO Rs Se define la solubilidad de gas como la cantidad de gas que se encuentra en solución en un barril de petróleo crudo a determinada condiciones de presión y temperatura prevalecientes en el yacimiento. Esta expresada en pies cúbicos de gas a condiciones 10
normales (PCN) disueltos en un barril de petróleo a las mismas condiciones (BN) y se denomina Rs = [PCN/BN].
El yacimiento se encuentra a cierta presión inicial, al disminuir la presión, el gas que se encuentra disuelto inicialmente en el petróleo comienza a liberarse a partir del punto de burbujeo, decayendo la relación gas-petróleo en solución ya que el gas liberado crea una fase continua y es aquí donde ocurre un cambio considerable en la tasa de gas producido, ya que se tomará en cuenta tanto el gas que sigue disuelto en el petróleo como el gas libre dentro del yacimiento.
3.1.4 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO EN LA FORMACIÓN El factor volumétrico del petróleo en la formación B o, se define como la relación entre el volumen de petróleo más su gas en solución en las condiciones de presión y temperaturas prevaleciente en el yacimiento, y el volumen de petróleo en condicione normales. Por ello, Bo, siempre es mayor o igual a la unidad. Este factor puede expresarse matemáticamente por la siguiente relación:
,
Donde Bo es el factor volumétrico del petróleo en la formación BY/BN; ,, el volumen de petróleo en las condiciones de presión y temperatura del yacimiento en BY; y(V o)sc, el volumen de petróleo medido en condiciones normales. En la figura 3.12 se presenta una curva típica del comportamiento de B o, en función de presión a temperatura constante para un petróleo crudo no saturado.
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A medida que la presión se reduce por debajo de su valor inicial, Pi, el volumen de petróleo aumenta debido a su expansión. Este comportamiento genera un aumento del factor volumétrico del petróleo en la formación y continuará hasta que se alcance el punto de la presión de burbujeo. A esta presión (Pb), el petróleo alcanza su máxima expansión y, consecuentemente, el factor volumétrico del petróleo, Bob, alcanza el máximo valor. Por debajo del punto de burbujeo, a medida que la presión disminuye se va liberando el gas originalmente en solución y, en consecuencia, el volumen de petróleo y el Bo, también disminuyen. Cuando la presión se reduce hasta la presión atmosférica y la temperatura es de 60F, el valor de Bo es igual a 1. La mayoría de las correlaciones empíricas para calcular Bo, utilizan la siguiente forma generalizada: =(,,,).
3.1.5 FACTOR VOLUMÉTRICO TOTAL O BIFÁSICO En algunas ecuaciones de yacimientos se utiliza el término denominado factor volumétrico total o bifásico, Bt, definido como el volumen en barriles que ocupa en condiciones de yacimiento un barril normal de petróleo junto con su volumen de gas incial en solución. En otras palabras, incluye el volumen líquido, Bo, más el volumen de la diferencia entre la solubilidad del gas inicial, Rsi, y la solubilidad del gas en las condiciones actuales del yacimiento, esto es: Rs. Si el factor volumétrico del gas es Bg, entonces el factor volumétrico total será : Bt = Bo + Bg (Rsi-Rs) Donde Bt se expresa en BY/BN y bg en BY/PCN. Por encima de la presión del punto de burbujeo Rsi=Rs y el factor volumétrico bifásico es igual al factor volumétrico del petróleo, o sea, Bt = Bo. Por debajo del punto de burbujeo, sin embargo, a medida que la presión disminuye, el factor volumétrico del petróleo también disminuye y el factor volumétrico total aumento debido a la liberación de gas en solución y 12
a la continua expansión del gas liberado. La relación entre Bt y Bo se ilustra en la figura 3.14. En A se muestra un cilindro con un piston que contiene la mezcla de petróleo y gas a la temperatura del yacimiento y a una presión inicial mayor que la de burbujeo. Puesto que la presión es mayor que la de burbujeo, el sistema se encuentra en estado liquido y, por lo tanto, Boi = Bti. A medida que el piston se levanta, el volumen aumenta y como consecuencia la presión disminuye. Cuando se alcanza la presión de burbujeo, tal como se ilustra en B, el sistema continua en estado liquido pero el volumen se ha expandido a Bob = Btb barriles debido a la compresibilidad del sistema.
Por debajo de la presión de burbujeo , en C, comienza a formarse una fase gaseosa que se dilata a medida que la presión disminuye debido a la liberación del gas en solución y a la expansión del gas ya liberado ; inversamente, la fase liquidad se contrae y se convierte en Bo barriles a la presión p, menor que la presión al punto de burbujeo. La cantidad de gas libre en C medida a la presión p y a la temperatura del yacimiento T y es Bg (Rsi – Rs) y el volumen total ocupad por las dos fases en condiciones de yacimiento es el factor volumétrico total, O sea : Bo + Bg (Rsi – Rs). En D la presión es la atmosférica, 14.7 psia, pero la temperatura es aun la del yacimiento. En estas condiciones ya se ha liberado todo le gas en solución, cuyo volumen en barriles es Bg Rsi, medidos a p = 14.7 psia y Ty. El volumen de líquido es Bo, el cual es mayor de un barril debido a la expansión térmica. En E las condiciones son las normales, esto es: p = 14.7 y T = 60F ; así, el volumen de líquido es un barril normal de petróleo y la cantidad de gas libre es la total, es decir, Rsi. En estas condiciones, el Bg es (1/5.615) BY/PCN, esto es: 1.0 PCY/PCN, por lo que resulta que el gas libre es Rsi PCN.
3.1.6 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO La compresibilidad es imprescindible en la solución de problemas de ingeniería de yacimientos y en la determinación de algunas propiedades físicas de los petróleos no saturados. Se define por la siguiente expresión matemática 13
= − Para un sistema de petróleo crudo, el coeficiente de compresibilidad en la fase petróleo Co, se define para presiones por encima del punto de burbujeo por una de las siguientes ecuaciones:
= −
Donde Co es la compresibilidad en lpc -1: ρo, la densidad del petróleo en lb/pie 3; y Bo, el factor volumétrico del petróleo en la formación en BY/BN. Para presiones por debajo del punto de Burbujeo, se define como:
= − +
Donde Bg es el factor volumétrico del gas en la formación en BY/PCN. Para presiones por debajo del punto de burbujeo, se define como:
Donde Bg es el factor volumétrico del gas en la formación BY/PCN. Existen muchas correlaciones para estimar Co a presiones por encima del punto de burbujeo, es decir, para petróleos no saturados. La mas utilizadas son: la de Vasquez y Beggs, la de petrosky y farshad y la de McCain et al.
3.1.7 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO La viscosidad del petróleo, µ o, es una característica muy importante que controla el flujo de petróleo a través del medio poroso y de las tuberías. Generalmente se define como la resistencia interna que ofrece el petróleo para moverse. Esta propiedad depende fuertemente de la temperatura del yacimiento, la presión, la gravedad del petróleo, y la gravedad y solubilidad del gas. Puede determinarse en el laboratorio a determinada presión y temperatura y generalmente se reporta en los análisis estándar Pvt. Si no se dispone de dato de laboratorio, puede calcularse usando algunas correlaciones, las cuales varían en complejidad y aproximación según el tipo de dato disponible. La figura 3.15, muestra las características típicas de la viscosidad del petróleo crudo. Obsérvese que las viscosidades del petróleo muerto ( petróleo libe de gas en condiciones atmosféricas) son mucho más alta que en las condiciones del yacimiento. Presiones más alta al punto de burbujeo representan el 14
aumento del gas disuelto en el petróleo crudo, lo que causa una reducción de la viscosidad, pues el gas en solución tiene el efecto de reducir la resistencia interna que ofrece el líquido al flujo, y causa, además, la expansión del petróleo reduciendo su densidad. Por lo tanto, a mayor cantidad de gas en solución en el petróleo, mayor será la reducción de la viscosidad, alcanzándose la viscosidad mínima al punto de burbujeo. Por encima de esta presión, ya no hay disponibilidad de gas libre para entrar en solución y, por lo tanto, la viscosidad aumenta y las moléculas de líquido están forzadas a permanecer juntas.
De acuerdo con la presión, la viscosidad del crudo se clasifica en tres categorías ( sin gas disuelto) : -
Viscosidad del petróleo muerto, µod : viscosidad a la presión atmosférica (sin gas disuelto) y a la temperatura del yacimiento. Viscosidad del petróleo saturado, µob ,viscosidad a la presión de burbujeo y a la temperatura del yacimiento. Viscosidad del petróleo no saturado, µo : viscosidad a una presión por encima del punto de burbujeo y a la temperatura del yacimiento.
La estimación de la viscosidad del petróleo a presiones iguales o por debajo del punto de burbujeo se realiza en dos pasos: 1. Se calcula la viscosidad del petróleo sin gas disuelto (petróleo muerto), a la temperatura del yacimiento. 2. Se ajusta la viscosidad del petróleo sin gas disuelto ( petróleo muerto), para tomar en cuenta el efecto de la solubilidad del gas a la presión de interés. 15
A presiones mayores que la del punto de burbujeo, es necesario un tercer paso: ajustar la viscosidad al punto de burbujeo para tomar en cuenta la compresión y el grado de saturación del crudo en el yacimiento.
3.1.8 DENSIDAD DEL PETRÓLEO La densidad del petróleo crudo se define como la masa de una unidad de volumen de crudo a determinada presión y temperatura. Usualmente se expresa en libras por pie cubico. Se han propuesto varias correlaciones empíricas para el cálculo de la densidad de los líquidos de composición desconocida, a determinada presión y temperatura, las cuales requieren los datos pVT usados como parámetros de correlación, tales como : el factor volumétrico del petróleo en la formación, la gravedad del gas, la gravedad del petróleo y la solubilidad del gas. Estas correlaciones al combinarse con algunas definiciones y ecuaciones deducidas de balance de materiales permiten estimar la densidad de los líquidos a determinada presión y temperatura. A continuación se presentan las más utilizadas.
3.1.9 2.2.7 GRAVEDAD DEL PETRÓLEO La densidad del petróleo crudo se define como la masa de una unidad de volumen de crudo a determinada temperatura y presión y, generalmente, se expresa en lb/pie 3. En cuanto a la gravedad especifica de un petróleo crudo, esta se define como la relación entre la densidad del petróleo y la densidad del agua, ambas medidas a 60F, y presión atmosférica. Así se tiene:
Aunque las densidades y gravedades específicas son muy utilizadas en la industria, para el caso de petróleo se prefiere utilizar la gravedad API del crudo en condiciones de superficie, esto es: Aunque las densidades y gravedades específicas son muy utilizadas en la industria para el caso de petróleo se prefiere utilizar la gravedad API del crudo en condiciones de superficie, esto es: La gravedad API de los petróleos crudos oscila entre 47 API para los livianos y hasta 10 API para los pesados.
3.1.10 GRAVEDAD API La gravedad API, o grados API, de sus siglas en inglés American Petroleum Institute, es una medida de densidad que, en comparación con el agua a temperaturas iguales, precisa cuán pesado o liviano es el petróleo. Índices superiores a 10 implican que son más livianos 16
que el agua y, por lo tanto, flotarían en ésta. La gravedad API se usa también para comparar densidades de fracciones extraídas del petróleo. La fracción de este aceite flota en otra, denota que es más liviana, y por lo tanto su grado API es mayor. Matemáticamente la gravedad API carece de unidades (véase la fórmula abajo). Sin embargo, siempre al número se le aplica la denominación grados API. La gravedad API se mide con un instrumento denominado hidrómetro. Existe gran variedad de estos dispositivos.
3.2 PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS GASES Se define un gas como un fluido homogéneo de baja viscosidad y densidad, que no tiene volumen definido pero que se expande hasta llenar completamente el recipiente que lo contiene. El gas natural es una mezcla de hidrocarburos (principalmente CH4) que existe en los yacimientos en fase gaseosa, o en solución con el aceite, y que a condiciones atmosféricas permanece en fase gaseosa. Puede encontrarse mezclado con algunas impurezas o sustancias que no son hidrocarburos, tales como ácido sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de carbono. De acuerdo a la teoría cinética, los gases están compuestos de un gran número de moléculas, para un gas ideal el volumen de estas moléculas es insignificante comparado con el volumen total ocupado por el gas. Se asume también que estas moléculas no tienen fuerzas atractivas o repulsivas entre ellas y que las colisiones entre ellas son perfectamente elásticas.
3.2.1 ECUACIÓN DE ESTADO Ecuación de estado de los gases Ideales
La cual expresa que para cada molécula de un gas ideal, el producto del volumen de gas y su presión es igual a la temperatura absoluta del gas multiplicado por un factor de proporcionalidad, la constante de los gases R, donde ésta es igual a 10,71 en unidades de campo.
3.2.2 FACTOR DE DESVIACIÓN DE LOS GASES Los gases reales pueden presentar una considerable desviación del comportamiento ideal, especialmente a temperaturas y presiones altas. El factor de desviación Z es incluido para modelar la compresibilidad del gas y asemejarse a la ley de los gases reales:
Z es una variante para todos los gases en un estado correspondiente, lo que significa que comparten valores para p/pcr , T/Tcr , V/Vcr , donde se toman en cuenta la presión,
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temperatura y volumen críticos de n moles del gas. Las presiones y temperaturas críticas de componentes puros se encuentran en tablas de propiedades físicas. Se define z, como la relación del volumen actual (real) de un número de moles de un gas a una temperatura T y a una presión P; sobre el mismo volumen ideal de un número de moles a la misma presión y temperatura. El factor z no es una constante, ésta varía con distintas composiciones, temperaturas y presiones del gas. El factor z se determina experimentalmente, y el comportamiento que se logra observar en la siguiente gráfica:
Se puede analizar en la curva que a muy bajas presiones, el factor z se acerca al valor de 1.0, esto indica que a muy bajas presiones, el gas se comporta idealmente. A presiones moderadas, las moléculas están lo suficientemente cerca para crear una atraccion entre ellas, ésta atracción ocasiona que el volumen real sea menor que el predicho por la fórmula de gases reales, el factor z será menor a 1. A presiones más altas, las moléculas se ven forzadas entre sí, y las fuerzas repulsivas entran en acción, ocasionando que el volumen actual sea mayor que el ideal, y el factor de compresibilidad es mayor a 1.
Para mezclas cuya composición es conocida, las presiones y temperaturas pseudo-críticas son calculadas por un promedio linear molar de las presiones y temperaturas críticas de sus componentes. 18
∑∗
y
∑∗
Donde Yi es la fracción molar, Pcri es la presión crítica y Tcri es la temperatura crítica de cada componente.
Las presiones y temperaturas pseudo-reducidas son vitales para poder encontrar el factor de compresibilidad del gas, éstas dependen de la presión y temperatura absoluta del gas o mezcla, y de la presión y temperatura pseudocríticas. La siguiente figura representa la usual determinación de Z a partir de la presión y temperatura pseudo-reducidas del gas publicada por Standing y Katz (1942).
3.2.3 FACTOR VOLUMÉTRICO EL GAS (BG) Es definido como el volumen de gas a condiciones de reservorio que se requieren para producir un pie cúbico estándar en superficie. A veces se usan la unidad de pie cúbico en
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reservorio sobre pie cúbico estándar. A menudo las unidades son barriles de gas en reservorio sobre pie cúbico estándar. Este factor se utiliza para convertir los volúmenes medidos en la superficie a las condiciones del yacimiento, así como los factores de volumen de la formación de petróleo se utilizan para convertir los volúmenes de petróleo medidos en la superficie a volúmenes del yacimiento. El factor volumétrico βg es usado para relacionar el volumen de gas a condiciones de
reservorio y el volumen de gas a condiciones estandard (60°F y 14.7 psia).
El siguiente es el desarrollo de la fórmula para el valor del factor volumétrico del gas:
∗∗ ∗ 0,02827∗∗ 0,005035∗∗ 3.2.4 DENSIDAD DEL GAS La densidad de un gas se obtiene a partir de la ecuación de estado de los gases, y se mide en libras por pie cúbico.
∗∗ La gravedad específica de un gas está definida como la razón de la densidad del gas con la densidad del aire, ambos medidos a una misma temperatura y presión. La gravedad específica para el gas y el aire a mismas condiciones de presión y temperatura se demuestra en la siguiente ecuación:
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Si no se conoce el peso molecular del gas, pero sí el de los componentes que lo conforman, se puede determinar el peso molecular aparente:
3.2.5 COMPRESIBILIDAD DEL GAS La compresibilidad isotérmica de un gas (Cg) en psi(-1) se define como el cambio fraccional en volumen cuando la presión es cambiada a temperatura constante:
Donde V es volumen, p presión y el subíndice Ta temperatura. Las unidades en las que se mide la compresibilidad de un gas es psi -1.
3.2.5.1 COMPRESIBILIDAD DE UN GAS IDEAL La ecuación de estado para un gas ideal no se adecua al comportamiento de un gas real a temperaturas y presiones normalmente encontradas en reservorio, se demuestra en la siguiente ecuación:
El término compresibilidad de un gas no debe confundirse con el término factor de compresibilidad del gas, como comúnmente se le denomina al factor de desviación Z de los gases. 3.2.5.2 Compresibilidad de un gas real El cambio en volumen compresión para gases a condiciones isotérmicas (caso frecuente en yacimientos), es expresado por la ley de los gases reales:
21
Diferenciando con respecto a la presión a temperatura constante:
Sustituyendo la derivada de volumen respecto a la presión a temperatura constante:
Para el caso especial de un gas ideal cuya Z es igual a 1, la derivada parcial de Z respecto a p es igual a cero, volviendo a la ecuación de compresibilidad para gases reales.
3.2.5.3 COMPRESIBILIDAD PSEUDO-REDUCIDA La ley de estados correspondientes puede ser aplicada a las ecuaciones de compresibilidad de un gas, la compresibilidad pseudo-reducida se obtiene mediante la siguiente ecuación:
La compresibilidad pseudo-reducida es una función del factor z y la presión pseudoreducida, por lo tanto se puede utilizar una gráfica relacionando estos dos factores para encontrar su compresibilidad pseudo-reducida correspondiente.
3.2.6 VISCOSIDAD DEL GAS El coeficiente de viscosidad es una medida de resistencia al flujo de un fluido. La viscosidad está dada en centipoise, un centipoise es un gramo/100 seg cm. La viscosidad dada en centipoise es llamada viscosidad dinámica. La viscosidad cinemática es la viscosidad dinámica dividida por la densidad del fluidos y se mida en centipoise/(g/cc).
22
La viscosidad de un gas decrece a medida que la presión del reservorio decrece. Las moléculas están más separadas a una presión menor y se mueven con mayor facilidad. A presiones bajas, la viscosidad de un gas incrementa mientras la temperatura incrementa. Pero a presiones altas, la viscosidad de un gas disminuye a medida que la teperatura aumenta. Ésta relación recíproca es llamada fluidez.
3.2.6.1 VISCOSIDAD DE GASES PUROS Para el cálculo de las viscosidades de gases, existen correlaciones de viscosidad, presión y temperatura. La siguiente tabla se muestra la correlación para el etano.
3.2.6.2 VIS C OS ID A D D E UNA ME ZCLA
La siguiente ecuación puede ser usada para calcular la viscosidad de una mezcla de gases cuando la composición de la mezcla y las viscosidades de los componentes son conocidos a la presión y temperatura de interés.
3.3 PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA 3.3.1 COMPOSICIÓN QUÍMICA DEL AGUA DE FORMACIÓN Todas las aguas de formación contienen sólidos disueltos, primeramente cloruro de sodio. Esta agua de formación es usualmente llamada Salmuera o Agua Salada. Sin embargo la salmuera del campo petrolífero no tiene relación alguna con el agua marina, ni en la concentración de sólidos o la distribución de iones presentes. Generalmente el agua de formación contiene mayor concentración de solido que el agua marina. 23
Según reportes, el agua de formación ha sido registrada con una concentración de 300.000 ppm, por el contrario el agua marina tiene una concentración de 35.000 ppm de total de sólidos. Los cationes comúnmente encontrados en el agua de formación son: Sodio (Na), Calcio (Ca), Magnesio (Mg). Ocasionalmente se encuentra potasio (K), bario (Ba), litio (Li) y Hierro (Fe). Y los aniones más comunes son: Cloro (Cl), SO4, HCO3. También, CO3, NO3, Br, I, BO3 y azufre (S) son comúnmente presentes.
Concentración de Iones
Concentración de Iones
Cationes
Ppm
Aniones
Ppm
Sodio
23.806
Cloro
41.312
Calcio
1.906
Bicarbonato
51.5
Magnesio
375
Sulfato
283
Hierro
297
Carbonato
0
Bario
0
3.3.2 RELACIÓN GAS EN SOLUCIÓN – AGUA El gas natural también se puede disolver en el agua de formación del yacimiento. La relación gas en solución/agua es la relación del volumen de gas producido a condiciones estándar respecto al volumen de agua de formación producido a condiciones estándar respecto al volumen de agua de formación producida en el tanque de almacenamiento en barriles, como un resultado de la producción de un volumen de agua originalmente a condiciones de yacimiento, es decir:
@@ .. ..
24
3.3.3 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL AGUA El factor de volumen del agua de formación representa los barriles de agua que debe haber en el yacimiento para tener un barril de agua en la superficie. Al igual que para el factor volumétrico del petróleo, tres efectos están involucrados:
La liberación del gas disuelto desde el agua de formación, mientras la presión se reduce. La expansión del agua de formación mientras la presión se reduce. La contracción del agua de formación mientras la temperatura se reduce.
El factor de volumen del agua de formación representa los barriles de agua en el yacimiento que se requieren para producir un barril de agua en la superficie, es decir:
@ .. @@ .. .. @ ..
25
3.3.4 COMPRESIBILIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN De la misma manera que los coeficientes de compresibilidad isotérmica del aceite y del gas, la del agua es un cambio unitario de volumen debido al cambio en la presión. Por arriba de la
, la se calcula con: 1
Cuando la presión esta debajo del punto de burbuja, la
se la define como:
La grafica de la compresibilidad isotérmica del agua en función del yacimiento a temperatura constante.
3.3.5 VISCOSIDAD DEL AGUA La μw es una medida de la resistencia del agua a fluir. Existe un pequeño cambio en la pendiente de la grafica de μw vs py en el punto de burbuja. La figura a continuación muestra el comportamiento común de la μw vs py.
La μw a condiciones de yacimiento son bajas, casi siempre μw<1 cp. La μw no presenta la forma de la μo debido a la baja solubilidad del gas en el agua. La μw decrece casi a la mitad cuando la py decrece de 12,000 a 1000 lb/pg2 abs.
26
3.3.6 DENSIDAD DEL AGUA
La densidad a condiciones de yacimiento se calcula dividiendo la densidad a condiciones estándar por el factor de volumen de formación del agua del yacimiento a condiciones de yacimiento entre condiciones estándar. La gravedad específica del agua de yacimiento se define como la relación entre la densidad de la salmuera y la densidad de agua pura, ambas tomadas a la misma presión y temperatura (comúnmente presión y temperatura atmosférica).
3.3.7 TENSIÓN INTERFACIAL PARA SISTEMAS AGUA- HIDROCARBURO Hasta el momento los datos de tensión interfacial para el sisTema de gas-agua no son aceptados, y los efectos de los sólidos disueltos en la tensión interfacial no son conocidos.
27
Y los datos de tensión interfacial para el sistema de petróleo-agua son muy limitados.
3.3.8 RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN El agua pura no es conductora de la electricidad; sin embargo, el agua con contenido de sales disueltas llegara a conducir la electricidad. La corriente eléctrica es transportada en el agua por el movimiento de iones de las sales disueltas. La resistividad de la salmuera está definida por: Dónde:
r= Resistencia en Ohms A= Es el área en metros cuadrados. L= Longitud en metros.
28
4 CONCLUSIÓN Se puede observar la gran importancia que tienen la roca cuando se trata de analizar el comportamiento de un reservorio además de en el ámbito de la producción de hidrocarburos del mismo. A distintas condiciones de presión y temperatura, los fluidos hidrocarburíferos contenidos en la roca reservorio se comportan de distintas formas. Existen varios tipos de hidrocarburos líquidos y gaseosos, conocer su composición y propiedades permite tener un mejor entendimiento acerca del comportamiento de los mismos. En cuestiones de seguridad, el pleno conocimiento de las presiones, temperaturas y otras propiedades de la roca y los fluidos que se están explotando, permite tomar medidas preventivas y lograr un diseño de producción y procesamiento óptimo del hidrocarburo en cuestión. Las propiedades básicas de los fluidos y la roca, como ser saturación, compresibilidad, viscosidad, densidad, porosidad, permeabilidad, llevan a facilitar el análisis de reservorios, obteniendo datos así para el correcto cálculo de presiones y productividad.
5
BIBLIOGRAFÍA
http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-roca-yacimiento
http://cedipudoanz.blogspot.com/2016/06/propiedades-de-las-rocas-y-los-fluidos.html
Properties of Petroleum Fluids – William D McCain
Caracterización Física de Yacimientos – Manucci
29
ÍNDICE 1
2
OBJETIVOS 1.1
OBJETIVO GENERAL
1
1.2
OBJETIVO ESPECIFICO
1
PROPIEDAD FÍSICA DE LA ROCA
1
2.1
POROSIDAD:
1
2.1.1
LA POROSIDAD SE CLASIFICA DE DOS MANERAS:
1
2.1.2
FACTORES QUE AFECTA A LA POROSIDAD
2
2.2
PERMEABILIDAD
2
2.2.1
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA PERMEABILIDAD
2
2.2.2
CLASIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDAD
3
2.3
MOJABILIDAD
3
2.3.1
DESCRIPCIÓN DEL FENÓMENO
3
2.3.2
CLASIFICACIÓN EN BASE A LA MOJABILIDAD
4
2.3.3
CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS
5
2.3.4
DIVERSOS FACTORES PUEDEN SER AFECTADOS POR LA MOJABILIDAD:
7
2.4
SATURACIÓN
7
2.4.1
CLASIFICACIÓN DE LA SATURACIÓN
8
2.4.2
CARACTERÍSTICAS DE LA SATURACIÓN
8
2.4.3
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA SATURACIÓN
8
2.5 3
1
COMPRESIBILIDAD
8
PROPIEDAD FÍSICA DE LOS FLUIDOS 3.1
9
PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO
9
3.1.1
PRESIÓN DE BURBUJEO
9
3.1.2
RELACIÓN GAS EN SOLUCIÓN-PETRÓLEO (Rs):
9
3.1.3
RELACIÓN GAS EN SOLUCIÓN-PETRÓLEO Rs
10
3.1.4
FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO EN LA FORMACIÓN
11
3.1.5
FACTOR VOLUMÉTRICO TOTAL O BIFÁSICO
12
3.1.6
COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO
13
3.1.7
VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO
14
3.1.8
DENSIDAD DEL PETRÓLEO
16
3.1.9
2.2.7 GRAVEDAD DEL PETRÓLEO
16
30
