SATURACIÓN Es la propiedad que poseen algunas rocas de estar impregnadas por algún tipo de fluido (agua, petróleo o gas) con los espacios porosos llenos hasta su capacidad.
Yacimiento = Fluidos + Medio poroso
Propiedades de las Rocas y Fluidos SATURACIÓN Habrá saturaciones para el fluido mojante y para los fluidos no mojantes. Fluido mojante: es aquel que se adhiere preferentemente a la superficie de las paredes del grano o material de la roca. Fluido no mojante: es aquel que fluye entre el líquido mojante o por los espacios no ocupados por el fluido mojante.
Propiedades de las Rocas y Fluidos TIPOS DE SATURACIÓN Los tipos de saturación se expresan en función de la fracción de volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes en el yacimiento, a saber: petróleo(o), agua(w) y gas(g) En general:
Sf Donde:
Vf VP
*100
Sf = Saturación del fluido Vf= Volumen del fluido (gas, agua, petróleo) Vp= Volumen poroso Además, en el medio poroso se cumple: Sg + So + Swi = 1
Propiedades de las Rocas y Fluidos PROPIEDADES DE UN FLUIDO EN ESTADO DE SATURACIÓN Saturación crítica de gas. Es la saturacion máxima alcanzada en el yacimiento, al disminuir la presión por debajo del punto de burbujeo, antes de que la permealidad relativa del gas tenga un valor definitivo.
RGP baja
Propiedades de las Rocas y Fluidos PROPIEDADES DE UN FLUIDO EN ESTADO DE SATURACIÓN KrwKro
Fase Mojante Agua Fase Mojante Petróleo
Propiedades de las Rocas y Fluidos PROPIEDADES DE UN FLUIDO EN ESTADO DE SATURACIÓN Saturación residual de gas. Es la saturación del gas en el yacimiento al momento de abandonar el mismo. Saturación residual de petróleo (Sorw). Es el mínimo valor de saturación en el cual este se puede encontrar en el a) YACIMIENTO HIDRÓFILO yacimiento. a) YACIMIENTO HIDRÓFILO Saturación de agua connata (Swc). Es el mínimo valor de saturación de agua que se puede encontrar en un yacimiento. FASE INICIAL FASE INICIAL
FASE SUBORDINADA
a) YACIMIENTO HIDRÓFILO
FASE SUBORDINADA
ABANDONO
ABANDONO
b) YACIMIENTO OLEÓFILO
b) YACIMIENTO OLEÓFILO
FASE INICIAL
FASE SUBORDINADA
FASE INICIAL
ABANDONO
FASE INICIAL FASE SUBORDINADA
b) YACIMIENTO OLEÓFILO GRANO
GRANO DE ARENA
PETRÓLEO
DE ARENA
FASE INICIAL
FASE SUBORDINADA
ABANDONO
FASE SUBORDINADA ABANDONO ABANDONO
PETRÓLEO
AGUA AGUA
Propiedades de las Rocas y Fluidos PROPIEDADES DE UN FLUIDO EN ESTADO DE SATURACIÓN Saturación promedio: Promedio aritmetico :
S pi
S
ij
n
S ij * hij y h j Ponderado por: S S ij * hij pi h j Donde Espesor : van desde j = 1 hasta n.
S pi
Área :
S * A A ij
j
j
Volumen : S pi
S * A *h A *h ij
j
j
j
j
S
ij
* Aj y Aj
Donde van desde j = 1 hasta n.
S
ij
* Aj * h j y Aj * h j
Donde van desde j = 1 hasta n
Propiedades de las Rocas y Fluidos FACTORES QUE AFECTAN LA SATURACIÓN Los fluidos en el núcleo no están distribuidos como en el yacimiento, esto es debido a dos factores:
1) Invasión de la formación por el filtrado de lodo 2) A medida que el núcleo es traido a la superficie, la presión hidrostática disminuye.
UTILIDAD DE LA SATURACIÓN INNATA EN LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y/O GAS IMPORTANCIA DE LA SATURACIÓN
Propiedades de las Rocas y Fluidos DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS EN UN YACIMIENTO
Propiedades de las Rocas y Fluidos DAÑO DE FORMACIÓN CAUSADO POR LA MIGRACIÓN DE FINOS
¿ Finos ? Tamaño Composición
FINOS POROS
GRANOS
Propiedades de las Rocas y Fluidos MIGRACIÓN DE FINOS
Fluido Taponamiento por Finos
Migración de Finos
Propiedades de las Rocas y Fluidos MECANISMOS DE DESPRENDIMIENTO
Migración de Finos Inducida Químicamente
Agua deen menor fuerza iónica Arcilla equilibrio vence atracción con sulaagua de entre las láminas separándolas y formación y haciéndolas propensas a migrar
Propiedades de las Rocas y Fluidos EXPLICACIÓN FISICO QUÍMICA
Estado de floculación +
+
+
+
−
−
+
+
−
−
− − + + −
−
+ +
Estado de defloculación
Propiedades de las Rocas y Fluidos DISPOSICIÓN DE LAS ARCILLAS Partículas Discretas
Cubriendo Los granos
Formando Puentes
Vermículas
Recubrimientos
Puentes
Propiedades de las Rocas y Fluidos MECANISMOS DE DESPRENDIMIENTO
Migración de Finos Inducida Físicamente por fuerzas hidrodinámicas
Propiedades de las Rocas y Fluidos Forma de depositación de los finos en el medio poroso
Depositación Uniforme
Diferencia por tamaño de partículas
Formación de puentes
Propiedades de las Rocas y Fluidos PERMEABILIDAD
Tipos de permeabilidad
Absoluta (K) Efectiva (Ke) Relativa (Kr)
Curvas de permeabilidad relativa Para un medio poroso determinado, las permeabilidades relativas a un fluido específico, en un sistema saturado por más de un fluido, depende de las características de humectabilidad y de la saturación.
Propiedades de las Rocas y Fluidos PERMEABILIDAD 1.0 1.0
O
PETRÓLEO
S GA
PE TR ÓL E
Krg max.
Kro max.
O LE RÓ
0
T PE
PERMEABILIDAD RELATIVA PERMEABILIDAD RELATIVA
Kro max.
Krw max.
0
1
Sorw
Swc Swc
AGUA
Sgc Sorw
SATURACIÓN DE LÍQUIDO + Swc) SATURACIÓN DE(So AGUA
1
Propiedades de las Rocas y Fluidos PERMEABILIDAD
Permeabilidades relativas trifásicas (gas-petróleo-agua) Yacimientos con empuje combinado de agua y gas. Inyección alterna o simultánea de agua y gas. Inyección de vapor. Combustión sitio.
Propiedades de las Rocas y Fluidos PERMEABILIDAD Propiedades relacionadas con la Permeabilidad.
Entre las más importantes destacan: a. Saturación.
b. Histéresis: el efecto de la historia de saturación sobre la permeabilidad relativa puede observarse en: - Procesos de drenaje o de saturación. - Procesos de imbibición o restauración. Este factor debe tenerse presente cuando se realizan estudios de: 1. 2. 3. 4.
Conificacion de agua y gas. Inyeccion de agua en presencia de gas libre. Efecto del gas atrapado sobre la saturacion residual d petroleo. Inyeccion de tapones alternado de agua y gas (el proceso WAG).
Propiedades de las Rocas y Fluidos PERMEABILIDAD Propiedades relacionadas con la Permeabilidad.
Entre las más importantes destacan:
C-Distribución del tamaño de los poros:
uno de los factores que mas influye sobre la curvas de permeabilidad relativa es la distribucion del tamaño de los poros de la roca y de la presencia de arcilla.
Propiedades de las Rocas y Fluidos PERMEABILIDAD D.- Humectabilidad: las caracteristicas de humectabilidad de un mismo fluido, no son las mismas para minerales diferntes; las fuerzas interfaciales para fluidos no miscibles, asi como las propiedades capilares de la roca, seran necesariamente diversas. E.- Efecto de la temperatura sobre las permeabilidades relativas: La saturación residual de petróleo disminuye y la saturación irreducible de agua aumenta con un incremento de temperatura. A mediad que aumenta la temperatura ocurre considerable incremento en la permeabilidad relativa al petróleo y una disminución en la permeabilidad relativa al agua. Al aumentar la temperatura, el agua humecta en mayor grado la roca del yacimiento. La histerises entre las curvas de drenaje e imbibicion disminuye con el aumento de temperatura.
Propiedades de las Rocas y Fluidos PERMEABILIDAD En la siguiente gráfica se muestran las curvas de permeabilidades relativas al petróleo y al agua de una roca de estructura porosa determinada. Si las características conocidas indican que la Sg = 0,05 y So = 0,3
Sw = 0,65
Kro = 19% Krw = 8%
O LE RÓ
So + Sg + Sw = 1
T PE
Kro y Krw
PERMEABILIDAD RELATIVA
Determinar:
1.0 Kro max.
Krw max.
0
1
AGUA
Swc
Sorw SATURACIÓN DE AGUA
Propiedades de las Rocas y Fluidos PERMEABILIDAD Usos de las curvas de permeabilidades relativas Contribuyen Predice
a la evaluación de pruebas de producción.
comportamiento futuro de los yacimientos.
Determinación
de los fluidos.
Visualización
de flujo fraccional y avances en el frente
de la fase mojante.
Propiedades de las Rocas y Fluidos TENSIÓN SUPERFICIAL
Propiedades de las Rocas y Fluidos TENSIÓN SUPERFICIAL E INTERFACIAL Tensión superficial e Interfacial. Figura 6. Tension Superficial. Figura 7. Factores que afectan la tensión superficial. Temperatura: temperatura.
la
tensión
superficial
disminuye
al
aumentar
la
Naturaleza química de los fluidos: la tensión superficial va a dependr de los tipos de fluidos, esto quiere decir que va a depender de su naturaleza química. La presencia de gases inertes como el N2 y el CO2 tienden a bajar la tensión superficial. Acción de los agentes mojantes: van a influir en las fuerzas cohesivas con la superficie del objeto que esta mojado, esto quiere decir que es dependiente del tipo de superficie que esta en contacto.
Propiedades de las Rocas y Fluidos TENSIÓN SUPERFICIAL E INTERFACIAL tensión superficial. Métodos mas comunes usados en el laboratorio para medir la tensión superficial. F S Método del Tensiometro o Anillo Du Nouy. 2L Método del Estalagnómetro Traube: se emplea para determinar la presión superficial de líquidos con respecto al aire. Consiste en contar el número de gotas que caen del extremo capilar del estalagnómetro mientras la superficie del líquido dentro de la ampolleta desciende de la marca superior a la inferior.
Propiedades de las Rocas y Fluidos TENSIÓN SUPERFICIAL E INTERFACIAL Método de ascenso líquido en un tubo capilar: Figura 8.
r.h w a .g 2Cos c Donde: r : radio del capilar. h: elevación del agua dentro del capilar ρw: densidad del agua. ρa: densidad del aire. g: 980 cm/seg2. θc: ángulo de contacto entre el agua y el tubo capilar.
Propiedades de las Rocas y Fluidos TENSIÓN SUPERFICIAL E INTERFACIAL Tensión Interfacial. Figura 9. Métodos para el cálculo. Importancia de la tensión superficial e interfacial. Se puede tomar la prevención de la formación de espumas en los separadores. Es importante en el diseño de observadores y torres de fraccionamiento. Flujos multifásico en tuberias. Flujo multifásico en el medio poroso.
Fundamento de las fuerzas capilares y superficiales. Humectabilidad. Según la humectabilidad se debe tener presente ls siguientes terminos: Fluido humectante: es el fluido con mayor tendencia a adherirse (humectar o mojar) a la roca. Fluido no humectante: fluido que no se adhiere a la roca o que lo hace parcialmente.
Propiedades de las Rocas y Fluidos TENSIÓN SUPERFICIAL E INTERFACIAL Ángulo de contacto: Es el ángulo formado por la interfaces de dos fluidos inmiscibles con la superficie de la roca y medido a través del fluido más denso. El ángulo de contacto varia entre 0 ° y 180°. Figura10.
Tensión de adhesión. La tensión de adhesión, At, expresada como una resultante de las fuerzas entre sólido – petróleo y sólido – agua, se define como: At so s w wo . cos wo Figura 11. Donde: At : Tensión de adhesión (dinas/cm). σ : Tensión interfacioal (dinas/cm). θ : Ángulo de contacto agua – sólido - petróleo
Propiedades de las Rocas y Fluidos TENSIÓN SUPERFICIAL E INTERFACIAL Yacimiento hidrófilo: a. Mojados preferencialmente por agua. b. Ángulo de contacto menor de 90° (θwo < 90 °). c. El agua se desplaza por los canales de flujos mas pequeños y el petóleo por los más grandes. d. La mayoría de los yacimientos petrolíferos son hidrófilos. Figura 12. Yacimiento oleófilo: a. Mojados preferencialmente por petróleo. b. Ángulo de contacto menor de 90° (θwo > 90 °). c. El petróleo se desplaza por los canales de flujo más pequeños y el agua por los más grandes. d. Solo unos pocos yacimientos petrolíferos son de este tipo. Figura 13.
Propiedades de las Rocas y Fluidos PRESIÓN CAPILAR Presión Capilar Es la diferencia de presión entre dos fluidos inmiscibles a través de la interfase que se forma entre ellos, cuando se ponen contacto en un medio poroso. Por definición: Pc = Pfnm – Pfm Donde: Pc: Presión capilar Pfnm: Presión de la fase no mojante. Ipc. Pfm: Presión de la fase mojantre, Ipc La evidencia mas común de la existencia de los fenómenos capilares, es la que se observa al colocar un tubo capilar cilíndrico con una sección transversal “r” , en un recipiente con agua y ver como el agua sube en el capilar, hasta alcanzar un equilbrio. Figura 14.
Propiedades de las Rocas y Fluidos PRESIÓN CAPILAR Un balance de fuerzas es: po = patm + ρogh1 pw = patm + ρog(h1 – h) – ρwgh
Donde: patm: presión atmosférica (dinas/cm2). h1, h: alturas de los fluidos (cm). ρo, ρw: densidades del petróleo y del agua (g/cm3) g: constante de gravedad (980 cm/seg2) Luego: Pc = Po – Pw = h (ρw - ρo)g La presión capilar se relaciona con la tensión interfacial fluido – fluido, con la humectabilidad de los fluidos (a traves de θ) y el tamaño del capilar, r. Notese que Pc varia inversamente con el radio del capilar y se incrementa a medidad que aumenta la afinidad de la fase humectante por el medio poroso.
Propiedades de las Rocas y Fluidos PRESIÓN CAPILAR En el caso de no tener un tubo circular, el radio de la interfase sera diferente en cada plano, o lo que es lo mismo, la interfase no sera esférica. 1 1 Pc ow * R1 R2 Donde R1 y R2 son radios de curvatura de la interfase medidos en planos perpendiculares entre si. Figura 15. La presión capilar depende de la saturación del fluido que humecta el medio poroso, aunque la exacta dependencia de este parametro no es fácil de determinar debido a que la variación de R1 y R2 con saturación es bastante compleja.
Tipos de presión capilar. a. Agua – Petróleo: Yacimientos hidrófilos : Pcwo = Po – Pw Yacimientos oleófilos: Pcwo = Pw – Po b. Agua – Gas: Pcwg = Pg – Pw
Gas – Petróleo: Pcgo = Pg – Po
Propiedades de las Rocas y Fluidos PRESIÓN CAPILAR Considerando el medio poroso como un empaque de tubos capilares se tiene en general:
Pc
2. . cos r
Para agua – petróleo: Pc = Pcwo; σ = σwo y θ = θwo. Para gas – petróleo: Pc = Pco; σ = σgo y θ = θgo. Donde: σ : tensión interfacial (dinas/cm) Pc: presión capilar (dinas/cm2) θ : ángulo de contacto R: radio promedio de los poros
Caracteristicas de las curvas de presión capilar. Presión de desplazamiento o umbral. Curvas de drenaje. Figura 16. Saturación Irreducible de la fase mojante (Swir, en caso de ser agua la fase mojante). Curvas de imbibición. Figura 17. Imbibición Espontanea: Pfm < Pfnm Imbibición Forzada: Pfm > Pfnm Saturación Irreducible o residual de la fase no mojante (Sor, en el caso de ser el petróleo la fase mojante). Figura 18.
Propiedades de las Rocas y Fluidos PRESIÓN CAPILAR Relación entre Presión capilar (Pc) y saturación de la fase mojante (Sw). Figura 19.
Factores que afectan las relaciones existentes entre presión capilar y saturación de la fase mojante. • •
Efecto del tamaño y distribución de los poros. Figura 20. Efecto de la historia del proceso de saturación. - Proceso de imbibición - Proceso de drenaje. c. Efecto del tipo de fluido y solidos envueltos. - Una para el sistema agua – petróleo y para la cual se considera función de la saturación de agua Sw. - Una para el sistema petróleo – gas, con agua connata presente, con Pcg-o, la cual se considera función de la saturación de gas Sg ó de líquido SL = So + Swc.
Propiedades de las Rocas y Fluidos PRESIÓN CAPILAR Importancia de la tensión superficial y la presión capilar. Estas propiedades afectan directamente la tasa de producción de un yacimiento.
Uso de las curvas de Presión Capilar. 1. Se puede calcular el tamaño promedio de los granos que forman parte de una fracción y espacio poroso total. 2. Se usa tambien para conocer la distribución de saturación de agua en el yacimiento. 3. El uso principal de estos datos es el de correlacionar las saturaciones de agua con permeabilidad o porosidad y altura por encima del contacto agua – petróleo.
Métodos para medir la presion capilar en el laboratorio. Ventajas y limitaciones. 1. 2. 3. 4.
Métodos de la membrana semipermeable o del diagrama poroso. Método de inyección de mercurio. Método de la centrífuga. Método dinámico.
Propiedades de las Rocas y Fluidos PRESIÓN CAPILAR Métodos de la membrana semipermeable o del diagrama poroso. Figura 21. Ventajas: a. Es un método sencillo y directo. b. Es una medición absoluta. c. Permite definir la presión de desplazamiento y la saturación irreducible de agua del sistema. Limitaciones: a. Solo se emplea para curvas de dernaje. b. Lleva mucho tiempo, entre 15 dias y 1 mes. c. En muestras poco permeables o muy heterogeneas no se alcanza la saturación irreductible de agua (Swirr).
Método de inyeccion de mercurio. Figura 22. Ventajas a. Es un método rapido. b. Permite trabajar sobre muestras de geometria variable. c. Permite hacer mediciones de drenaje e imbibición d. Permite definir prefectamente la presión de desplazamiento
Propiedades de las Rocas y Fluidos PRESIÓN CAPILAR e. Permite alcanzar presiones capilares muy elevadas. f. El cálculo es sencillo y directo. g. Permite obtener la distribución de diametros porales (gargantas porales del sistema). Limitaciones. a. No permite obtener la saturación irreducible de agua (Swirr) pues la fase mojante (vacio) luego de hacerse discontinua, es infinitamente comprensible. b. Inutiliza las muestras para ensayos posteriores.
Método de la centrífuga. Figura 23. Ventajas: a. Es un método rápido. b. El instrumental es más elaborado pero no es necesario asegurar contacto capilares. c. Permite hacer mediciones de drenaje e imbibición. d. Permite definir perfectamente la presión umbral de muestras poco permeables. e. Permite alcanzar presiones capilares mas elevadas que con el método de estados restaurados.
Propiedades de las Rocas y Fluidos PRESIÓN CAPILAR e. Compara favorablemente con el método de estados restaurados en todo el rango de saturaciones. Limitaciones. a. El cálculo es indirecto. La saturación de fases varia a lo largo de la muestra. Método dinámico. Figura 24
Conversión de datos de laboratorio sobre presion capilar. 1) Para las medidas en el laboratorio efectuadas en un sistema con agua y gas se aplica la siguiente ecuación: 2. wg .Cos wg Pcl r En donde wg, se refiere a agua – gas. Suponiendo que la muestra en el laboratorio es representativa del sistema poroso del yacimiento, se puede escribir para el yacimiento Pcy
2. wo .Cos wo r
Donde wo se refiere agua – petróleo.
Propiedades de las Rocas y Fluidos PRESIÓN CAPILAR De las ecuaciones anteriores se puede escribir: Pcy
wo .Cos wo .P wg .Cos wg cl
La principal dificultad de la utilización de esta ultima ecuacion es la determinación del angulo de contacto, el cual es una medidad de la humectabilidad. Suponiendo que las humectabilidades en el laboratorio y en el yacimiento son iguales (θwo = θwg), se tiene: P cy Pcl .
wo wg
2) El segundo metodo para convertir datos de laboratorio a condiciones de yacimiento, se basa en una ecuacion en la que no interviene el angulo de contacto. Esto es,
P c .F S w
Donde F(Sw) es una función de saturación. - Para las condiciones de laboratorio: P - Para las condiciones de yacimiento:
l .F S w l P cy y .F S w y cl
Propiedades de las Rocas y Fluidos PRESIÓN CAPILAR Luego [F(Sw)]l = [F(Sw)]y, entonces:
y Pcy Pcl . l
Curvas de presión capilar promedio. Métodos para determinadarlas. Método de Levertt: consiste en utilizar una función de correlación adimensional “J”, definida a base de las proporciones de rocas y fluidos, como: 1/ 2 Pc K J S w . Donde: Pc : Presión capilar (dinas/cm). σ : Tensión interfacial ((dinas/cm). K : Permeabiliad (cm2) Φ : Porosidad, fraccion
Propiedades de las Rocas y Fluidos PRESIÓN CAPILAR Método estadistico de Gatlin: consiste en analizar un cierto número de muestras y tratar los datos estadisticamente, a fin de obtener correlaciones con permeabilidad y porosidad, que permite calcular la saturación de agua connata en un yacimiento. Se han ensayado diferentes formas de correlación de Sw, K y Φ, entre las cuales las más apropiadas son de los siguientes tipos: Sw = a * logK + C Sw = a1 + a2 * logK + C Sw = a1* Φ + a2* Φ2 + a3*logK + a4 * (logK)2 + C Donde ai(i = 1,2,3,4) y C son constantes que pueden determinarse por el método de los minimos cuadrados.
Propiedades de las Rocas y Fluidos PRESIÓN CAPILAR Calcule la altura de la zona de transición agua-petróleo en un reservorio que tiene una saturación crítica de agua de 35%. La presión capilar obtenida aire-agua obtenida en el laboratorio a la saturación crítica del agua es 18 psi, y la tensión interfacial del aire-agua es de 70 dyn/cm. La tensión interfacial agua-petróleo en el reservorio es de 22 dyn/cm, la densidad del petróleo a condiciones de reservorio es de 47 lb/ft3 y la densidad del agua es de 67 lb/ft3 a condiciones de reservorio. Solución Convertir la presión capilar del laboratorio a condiciones de reservorio Pcr = Pcl (tr/tl) = 18 x (22/70) 5,66 psi La altura de la zona de transición se determina por: Pcr = hxp / 144 H = 144 (5,66) (67-47) = 40,8 pies sobre el nivel de agua libre
Propiedades de las Rocas y Fluidos PRESIÓN CAPILAR
Tipos de Yacimientos
Tipos de Fases
Tipos de Curvas
Hidrófilo
Mojante
Drenaje
Oleófilo
No mojante
Imbibición
Propiedades de las Rocas y Fluidos
