Condiciones De Reservorio 1. Introducción
El presente trabajo está enfocado principalmente en la ampliación del conocimiento sobre las propiedades petrofísicas de las rocas reservorio, puesto que estas son parte fundamental de la formación básica del Ingeniero en Petróleos. La importancia de las propiedades petrofísicas, como porosidad, permeabilidad, saturación, fuerzas capilares resistividad, radica en que influen directamente en la e!istencia de "idrocarburos en el acimiento. #ic"as propiedades tienen características específicas, que serán dadas a conocer en el desarrollo de cada uno de los temas del vigente trabajo. Para la determinación de las propiedades, e!isten diversos m$todos, tales como la toma de registros el$ctricos análisis en laboratorio, los cuales presentan un alto índice de confiabilidad. %ambi$n se e!plicará en qu$ consiste cada uno de estos m$todos. La porosidad de la roca reservorio depende no solo de la forma de los granos que la conforman sino tambi$n de su tiempo de posicionamiento, e!isten varios factores que podrían alterarla, los cuales pueden mejorar la circulación del "idrocarburo a trav$s de ella o impedir el flujo del mismo& se puede determinar una medida de porosidad mediante la utilización de diferentes m$todos a sean en laboratorio o in situ. La permeabilidad es imprescindible para la e!istencia de "idrocarburo en el acimiento, a que gracias a esta propiedad de las rocas, el gas, el agua, para nuestro inter$s primordial el petróleo puede fluir, migrar desde la roca madre, "asta depositarse en el acimiento. 'iendo la saturación otra de las propiedades petrofísicas de gran importancia que permiten determinar la distribución de fluidos mediante porcentajes o fracciones a sea de petróleo, agua o gas, se debe tomar en cuenta la relatividad de esta propiedad una vez efectuado la fase de producción. La resistividad es una propiedad indispensable para determinar, mediante registros el$ctricos, la presencia de los fluidos de inter$s para la producción petrolera. Esta propiedad puede ser afectada por distintos factores como
porosidad, saturación, temperatura presencia de sales elementos conductores presentes en los fluidos. 2. Objetivos 2.1Objetivo General 2.2Objetivos Específicos
3. roble!a ". #ipótesis $. %arco &eórico $.1 Concepto De Reservorio
(n acimiento, depósito o reservorio petrolífero, es una acumulación natural de "idrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas porosas o fracturadas )roca almac$n*. Los "idrocarburos naturales, como el petróleo crudo el gas natural, son retenidos por formaciones de rocas supraacentes con baja permeabilidad. $.2 Condiciones de Reservorio $.2.1 resión
En la roca reservorio e!iste la presión original o virgen, que es la que e!iste antes de que "aa sido puesta en producción se mide en el primer pozo que atraviesa el reservorio, es la energía disponible más importante para la e!plotación del acimiento. +tra presión que se mide en el pozo de producción es la presión estática del fondo del pozo, presión de cierre o presión de formación estática se mide cerrando el pozo "asta que la presión de formación alcance la presión má!ima, este tipo de presión es menor que la presión original. Las principales fuentes de presión en el acimiento son dosEl peso del agua medida desde el punto de acción "asta la •
•
superficie. El peso de la roca superpuesta llamada presión litostática.
$.2.2 &e!peratura
La temperatura de la roca reservorio afecta al cálculo de reservas está relacionada al origen, migración acumulación del petróleo, sus efectos son. 'i aumenta la temperatura aumenta el volumen de gas, del petróleo, del agua de la roca, incrementa la
viscosidad del gas disminue la del petróleo del agua, además aumenta la presión de confinamiento de fluidos, aumenta la solubilidad del gas en el petróleo la solubilidad de las sales químicas en el agua de formación. El aumento de la temperatura en la roca reservorio se debe fundamentalmente al grado geot$rmico de la tierra, energía t$rmica la radioactividadradiente geot$rmico/ %em. formación 0 %em. media de la superficie1Profundidad. $.3 ropiedades del reservorio $.3.1 orosidad
La porosidad nos indica la "abilidad de la roca para contener fluidos& es el volumen de los poros por cada unidad volum$trica de formación& es la fracción del volumen total de una muestra que es ocupada por poros o "uecos. Es definido como el volumen poroso )volumen entre los granos*, dividido para el volumen total de la rocaϕ=
V p V b
=
V p−V s V b
ec 1.1
2omo el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser maor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción el má!imo valor teórico que puede alcanzar es 3. 4uc"as veces la porosidad es e!presada como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar la ecuación 3.3 por 355. $.3.2 er!eabilidad
La permeabilidad es una característica petrofísica de las rocas reservorios, que se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a trav$s de sus poros interconectados. 'i los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede e!istir permeabilidad.
$.3.3 'aturación
#ebido a ciertas propiedades de los fluidos de las rocas almac$n o reservorios, es com6n que al menos una parte del espacio poral est$ ocupado por agua. La saturación de "idrocarburos e!presa el porcentaje del espacio poral que está ocupado por petróleo o gas natural. En t$rminos geológicos, las capas subterráneas se llaman formaciones están debidamente identificadas por edad, nombre tipo del material rocoso del cual se formaron. Esto auda a identificar los mantos que contienen las ansiadas rocas sedimentarias. Las cuencas
sedimentarias
son
cubetas
rellenas
de
sedimentos, que son las 6nicas rocas donde se pueden generar "idrocarburos )conforme a la teoría de Engler* donde en general se acumulan. En pocos casos se dan acumulaciones de petróleo gas en rocas graníticas. El tama7o de estas cubetas varía en decenas de miles de 8ilómetros cuadrados, el espesor generalmente es de miles de metros, alcanzando "asta 9.555 metros. Estas cubetas se encuentran rodeadas por zonas de basamento )que rara vez contienen petróleo*. $.3." #u!ectabilidad
Es la tendencia de una superficie sólida a dejarse mojar preferencialmente por un fluido en presencia de otros fluidos, con los cuales es inmiscible. El fluido que se ad"iere sobre la superficie se denomina fase "umectante. En acimientos e "idrocarburos usualmente agua o aceite son las fases "umectantes. El ángulo de contacto es usado como una medida de la "umectabilidad.
La "umectabilidad de la roca afecta las saturaciones del fluido las características de permeabilidades relativas de un sistema fluido:roca. 2onsiderando el efecto de la ;umectabilidad en la distribución de los fluidos es fácil justificar que las curvas de permeabilidad relativa están en función de la ;umectabilidad. $.3.$ %ojabilidad
En los 6ltimos a7os la 4ojabilidad "a sido reconocida como uno de los más importantes parámetros en un acimiento. El 6nico m$todo científico apropiado de medir mojabilidad es obtener el ángulo de contacto entre dos fluidos la roca. La mojabilidad es la preferencia de un sólido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro. (na 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, disminuendo su contacto con la superficie del sólido. El equilibrio de estos casos creará un ángulo de contacto < entre los fluidos de la superficie, que está determinado por el equilibrio de fuerzas resultante de la interacción de las tensiones interfaciales. A menor ángulo de contacto, mayor mojabilidad.
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 (derec!a o con mojabilidad intermedia (centro. $.3.( Capilaridad
La capilaridad es una propiedad de los líquidos que depende de su tensión superficial )la cual a su vez, depende de la co"esión o fuerza intermolecular del líquido*, que le confiere la capacidad de subir o bajar por un tubo capilar . 2uando un líquido sube por un tubo capilar, es debido a que la fuerza intermolecular )o co"esión intermolecular* entre sus mol$culas es menor a la ad"esión del líquido con el material del tubo )es decir, es un líquido que moja*. El líquido sigue subiendo "asta que la tensión superficial es equilibrada por el peso del líquido que llena el tubo. =ste es el caso del agua, $sta propiedad es la que regula parcialmente su ascenso dentro de las plantas, sin gastar energía para vencer la gravedad. 'in embargo, cuando la co"esión entre las mol$culas de un líquido es más potente que la ad"esión al capilar )como el caso del mercurio*, la tensión superficial "ace que el líquido descienda a un nivel inferior, su superficie es conve!a. $.3.) Resistividad
'e llama resistividad a la capacidad que una substancia tiene de resistir o impedir el flujo de una corriente el$ctrica, es decir al grado de dificultad que encuentran los electrones en sus desplazamientos.
(n valor alto de resistividad indica que el
material es mal conductor. (na roca, en general, se comporta como un aislante el$ctrico con resistividades el$ctricas del orden de 35> 0359
[ Ω−m ] ,
e!ceptuando el caso de algunos metales de ocurrencia e!tra7a con resistividades del orden de 35:>:35:9 [ Ω−m ] .
En las rocas de los acimientos los minerales sedimentarios que componen la matriz no conducen corrientes el$ctricas )no conductores*, por consiguiente, el flujo de corriente está asociado con el agua contenida dentro de los poros. Las mediciones de resistividad del agua en conjunción con la porosidad se usan en los cálculos de saturación en agua, en consecuencia, en la saturación en "idrocarburos. Conclusiones −
La porosidad es una propiedad mu compleja, sus características varían podrían cambiar de manera mu fácil& el resultado del estudio adecuado de estas características nos permitirá definir si será o no un acimiento económicamente rentable& gracias al avance de la tecnología )utilización de
−
registros el$ctricos* a"ora es posible obtener datos in situ. La permeabilidad de las rocas reservorio, forma parte de las propiedades principales de la misma, a que es primordial su e!istencia para encontrar "idrocarburos en los acimientos, debido a que permite la migración del petróleo, "acia ellos, mismo, que posteriormente a diverso estudios
−
realizados, pueden ser perforados producidos satisfactoriamente. En la industria petrolera la saturación de petróleo de los n6cleos e!traídos de reservorios, es una característica básica que deben tener dic"as muestras a que de esto depende la rentabilidad económica de la
−
e!plotación de un acimiento. Las fuerzas capilares en las cuales se encuentra la mojabilidad, "umectabilidad, influen directamente en las saturación de agua, es por ello que debemos manejar un concepto claro para determinar ángulos de contacto entre superficies.
−
Las propiedades petrofísicas de las rocas afectan de manera directa al cálculo de reservas de "idrocarburos en zonas de inter$s a la utilización de diferentes m$todos para determinar las características de reservorio.
Reco!endaciones −
Para un mejor entendimiento de estas propiedades, sería aconsejable realizar prácticas en laboratorios de esta manera permitir al estudiante
−
comprobar los conocimientos presentados en este trabajo. Para los cálculos de permeabilidades en laboratorio, mediante n6cleos, las obtención de los mismos, debe realizarse cuidadosamente a que influen
−
directamente en la determinación de los resultados. En los análisis de saturación se debe tomar en cuenta que la saturación es una propiedad relativa conforme se ejecuta la fase de producción poder establecer las diferencias e!istentes entre la saturación de agua connata,
−
residual de una fase crítica de una fase Para comprender de manera satisfactoria las fuerzas capilares podemos establecer de manera clara concisa los fluidos "umectantes no "umectantes, como tambi$n los ángulos de contacto entre superficies.
−
Las propiedades de la resistividad influen directamente en la interpretación registros el$ctricos, por lo que es necesario conocer las características que pueden limitar el uso de estos m$todos en la zona de inter$s.
*iblio+rafía
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