3-Propiedades Del Medio Poroso-mecanismos Primarios

5/10/2018 3-Propiedades Del Medio Poroso-mecanismos Primarios - slidepdf.com

http://slidepdf.com/reader/full/3-propiedades-del-medio-poroso-mecanismos-primarios

CAPITULO I

YACIMIENTOS DE

PETROLEO Y GAS

3. PROPIEDADES MEDIO POROSO-

MECANISMOS DE ENERGIA NATURAL

DOCENTE ING. FABIAN CAMILO YATTE

GARZON

MATERIAL DE TRABAJO EXCLUSIVO PARA LA

ASIGNATURA SIN NINGUN VALOR COMERCIAL

MAYO DEL 2009

TOPICOS DE EXPLORACION Y EXPLOTACION




ING. FABIAN CAMILO YATTE G(UIS)

2

CAPITULO I YACIMIENTOS DE PETROLEO Y GAS

3. PROPIEDADES MEDIO POROSO-MECANISMOS DE ENERGIA NATURAL

CONTENIDO

3.1 PROPIEDADES DEL MEDIO POROSO ............. ............. ............. ............. ............. ............. ............. ............. ............. ............. .. 3

3.1.1 POROSIDAD ..................................................................................................................................................................... 3

3.1.2 PERMEABILIDAD: ........................................................................................................................................................... 6

3.1.3 SATURACION: ................................................................................................................................................................. 8

3.2 MECANISMOS DE ENERGIA NATURAL................ ............. ............. ............. ............. ............. ............. ............. ............. .......... 13

3.2.1 EMPUJE POR AGUA: ..................................................................................................................................................... 13

3.2.2 GAS EN SOLUCION ...................................................................................................................................................... 14

3.2.3 CAPA DE GAS ............................................................................................................................................................... 16

3.2.4 DRENAJE O SEGREGACION GRAVITACIONAL ............. ............. ............. ............. ............. ............. ............. ............. . 16





3

3.1 PROPIEDADES DEL MEDIO POROSO

3.1.1 POROSIDAD

En los yacimientos de petróleo la porosidad representa el porcentaje de espacio total que puede ser ocupadopor líquidos o por gases. También se puede definir como: el volumen de huecos de la roca, además define laposibilidad de ésta de almacenar más o menos cantidad de fluido. Se expresa por el porcentaje de volumen deporos respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta).

La siguiente figura fue obtenida mediante microscopia electrónica, en esta se puede observar la complejidad de

un medio poroso.

La porosidad se puede clasificar de dos maneras, de acuerdo a la interconexión de los granos, o a la formación

del medio poroso en relación a fenómenos geológicos.





4

Interconexión de los granos:

• Porosidad absoluta. Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o nointerconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosímetros comerciales.

• Porosidad efectiva. Es la que considera los espacios interconectados y que finalmente permitirá quehaya flujo de fluidos.

Formación de la roca (Geología):

• Porosidad primaria: La porosidad primaria es la que se origina cuando los granos se depositan,cuando la roca se forma. Es decir, esta porosidad es la porosidad original de la roca, y depende dealgunos factores como la redondez, la esfericidad, la selección de los granos, etc.

• Porosidad Secundaria: La porosidad secundaria es la que se origina después de la formación de laroca, debido a factores externos. Dos ejemplos de porosidad secundaria: Cuando la roca se ha

formado, puede verse sometida a esfuerzos tectónicos que la deforman. Estos esfuerzos pueden





5

llegar a generar grietas o fracturas en la roca. Las fracturas formadas pueden llegar a contenerfluidos.

• El segundo caso en el que se presenta porosidad secundaria es en el que ocurre un proceso de disolución. Notodos los granos que conforman una roca sedimentaria son iguales. Algunos de ellos se encuentran formadospor minerales que al entrar en contacto con algún fluido pueden disolverse. Si a esta roca le entra agua, va aocurrir que dichos granos se disolverán, dejando algunos espacios vacíos adicionales a los que la roca poseíaoriginalmente. Estos espacios adicionales constituyen la porosidad secundaria de la roca.

Factores que afectan la porosidad:

• Material cementante. Cemento que une los granos y que se forma posterior a la depositación ya seapor dilución de los mismos granos o por transporte. Son cementos: Sílice, CaCO3, arcilla y FeO. De lacalidad del material cementante dependerá la firmeza y compactación de la roca. Se tiene, entonces,

formaciones consolidados, poco consolidados y no consolidados.





6

• Geometría y distribución de granos. Cuando los granos son más redondeados proporcionan máshomogeneidad al sistema y por ende la porosidad será mayor.

• Presión de las capas suprayacentes. Las capas suprayacentes pueden compactar el yacimiento yreducir el espacio poroso.

• Presencia de partículas finas. La arcillosidad afecta negativamente la porosidad.

3.1.2 PERMEABILIDAD:

Es una medida de la facilidad con la cual los fluidos pueden fluir a través de un medio poroso. Es una propiedadque depende del medio poroso más no de los fluidos.

Existen diferentes tipos de permeabilidad:

• Permeabilidad absoluta. Es aquella permeabilidad que se mide cuando un fluido satura 100 % elespacio poroso.

• Permeabilidad efectiva. Es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presenciade otro u otros fluidos que saturan el medio poroso. La permeabilidad efectiva es función de lasaturación de fluidos.

• Permeabilidad relativa. Es la relación existente entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidadabsoluta. Esta medida es muy importante en ingeniería de yacimientos, ya que da una medida de laforma como un fluido se desplaza en el medio poroso. La sumatoria de las permeabilidades relativases menor de 1.0.

El primero en definir matemáticamente la permeabilidad fuel el ingeniero francés Henry Darcy el cual planteo

una ley fundamental para el flujo de fluidos en medios poros. El realizo experimentos que se basan en la





7

aplicación de un diferencial de presión a un sistema saturado por agua, al cual posteriormente incluyo arena yvario ciertas propiedades para estudiar el comportamiento de flujo.

A partir de estos experimentos se formulo la Ley de Darcy, la cual postula lo siguiente:

Para flujo lineal la ley de Darcy dice que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso esproporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presión) e inversamente proporcional a la viscosidad. Darcyrequiere que el fluido se adhiera a los poros de la roca, sature 100 % el medio y flujo homogéneo y laminarocurra. A su vez encontró la siguiente relación matemática para un sistema lineal.

Esta ecuación se ha convertido en una herramienta fundamental para los ingenieros de producción ya que apartir de esta se puede encontrar el caudal de producción de aceite de un pozo.





8

Cabe resaltar que la ecuación anteriormente presentada es una idealización y está basada en supuestos quedefieren de la forma real del flujo del medio poroso, ya que en este se presenta no solamente flujo lineal, sinotambién radial, o esférico, además depende también de la componente de gravedad. Para efectos prácticos dela materia solo se presenta la ecuación general sin entrar en detalle en esta. Por otro lado la ecuación esta

planteada para agua, en el caso de gas la ecuación ya no es válida y se tendrían que realizar variasmodificaciones.

Efecto Klinkenberg. Realmente, para el caso de los gases, el fluido no se pega a la pared de los poros comorequiere la ley de Darcy y un fenómeno llamado deslizamiento toma lugar.

3.1.3 SATURACION:

Está definida como la fracción del volumen poroso ocupado por un fluido dado.

Saturación de aceite = (So) = fracción porosa ocupada por aceite

Saturación de gas = (Sg) = fracción porosa ocupada por gas

Saturación de agua = (Sw) = fracción porosa ocupada por agua

3.1.4 TENSION SUPERFICIAL E INTERFACIAL.

Cuando dos fluidos están en contacto, las moléculas cerca a la interfase se atraen desigualmente por susvecinas porque unas son más grandes que las otras, esto origina una superficie de energía libre/unidad de

poroso

fluido

f V

V S =

1=++ gwo SSS





9

área que se llama tensión interfacial. La tensión interfacial, σ, es la tensión que existe entre la interfase de dos

fluidos inmiscibles.

Se puede visualizar como una barrera que se forma debido a que las fuerzas atractivas entre las moléculas dela misma fase son mucho mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes. La tensión superficial es

una propiedad termodinámica fundamental de la interfase. Se define como la energía disponible paraincrementar el área de la interfase en una unidad

A medida que la tensión interfacial se hace más baja, las dos fases se aproximan más a la miscibilidad. A medidaque el sistema se aproxima al punto crítico, las dos fases se hacen indistinguibles y la tensión superficial sehace cero. El valor de la tensión interfacial entre crudo y agua, σow, oscila entre 10 y 30 dinas/cm (10 a 30mN/m).

Si los fluidos son un líquido y su vapor, entonces se aplica el término de tensión superficial.





10

3.1.5 MOJABILIDAD

Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con él a extenderse o adherirse a una superficie sólida.El grado de mojabilidad está relacionado de la siguiente forma: Gas < Oil < Agua.

Los compuestos polares orgánicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtiéndola en mojablepor petróleo. El ángulo de contacto es una medida indirecta de mojabilidad. Si θ < 90° se dice que el sistema esmojado por agua y si θ > 90° hace referencia a un sistema mojado por aceite. En virtud a la variación del

contenido mineralógico del medio poroso y a la depositación de compuestos orgánicos procedentes del crudo,habrá zonas de diferente mojabilidad. Esto se conoce como mojabilidad dálmata. En un medio poroso el fluidomojante ocupa los poros menores y el no-mojante los mayores. La mojabilidad de un gas prácticamente noexiste, esto hace que el gas se localice en las zonas de mayor permeabilidad y porosidad.





11

3.1.6 PRESION CAPILAR

Es la diferencia de presión entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante. En un sistema poroso, seobserva que las fuerzas inducidas por la mojabilidad preferencial del medio con uno de los fluidos se extiendesobre toda la interfase, causando diferencias de presión mesurables entre los dos fluidos a través de lainterfase.

El fenómeno presente en la Fig. se debe a que Pc1 (presión capilar) quiere mover el oil hacia la izquierda y Pc2hacia la derecha, puesto que el radio en la izquierda es menor, la presión capilar, Pc, es mayor y se requierecierto gradiente de presión (mayor que Pc) para mover la burbuja. El agua moja fuertemente la superficie conun ángulo de contacto. Se puede observar que la presión de petróleo es mayor que la de agua, sin importar lalongitud del tubo. El agua puede desplazarse mediante inyección de aceite. El aceite se desplazaráespontáneamente si la presión de la fase de aceite se reduce, aunque la presión en la fase de agua es menor

que la de aceite.





12





13

3.2 MECANISMOS DE ENERGIA NATURAL

3.2.1 EMPUJE POR AGUA:

El agua en un acuífero esta comprimida, pero a medida que la presión del yacimiento disminuye, esta seexpande y crea una invasión natural de agua en el límite. La geología del yacimiento, la Heterogeneidad yposición estructural, afectan la Eficiencia del recobro.

En este tipo de yacimientos se pueden llegar a obtener factores de recobro entre 30 y 50%. Un buen controlde la tasa produce altas cantidades de aceite por largo tiempo, pero si emplean altas tasas de producción, el

yacimiento se depleta rápidamente y gran cantidad de agua ingresara a los pozos productores ocasionandoaltos cortes de agua. Este fenómeno se conoce como “CONIFICACION” (Coning). En pozos horizontales elfenómeno se conoce como Cresting.





14

3.2.2 GAS EN SOLUCION

Definamos en primer lugar lo que se entiende por gas en solución. Éstese define como el gas que está disuelto en el aceite, es decir, que no seencuentra en una capa libre o formando una sola fase.

El empuje por gas en solución, también conocido como empuje por gasinterno, empuje por gas disuelto, empuje por depletación, empujevolumétrico o empuje por expansión de fluidos, se presenta cuando lafuente predominante de energía para el yacimiento proviene de laexpansión del gas que es liberado del aceite a medida que la presión delyacimiento decrece y la habilidad del aceite para mantener el gas

disuelto disminuye.





15

La dinámica del empuje por gas en solución puede describirse de la siguiente forma: a medida que la presión sereduce, el gas liberado en el espacio poroso se expande, y desplaza al aceite hacia los pozos productores.Puesto que el gas es un fluido altamente compresible, éste se expande y desplazará considerablemente másaceite que el volumen que inicialmente era ocupado por el líquido. Esto es, en la medida en que el gas desplace

al aceite, éste último, que antes estaba confinado en los poros de la roca productora, ocupará ahora un volumenmayor que el que ocupaba inicialmente en los espacios intersticiales de dicha roca.

La eficiencia de este mecanismo depende de la cantidad de gas en solución, de las propiedades de la roca y delpetróleo y de la estructura geológica del yacimiento. Los recobros que se logran son bajos 10 a 30%.

La tasa de producción debe ser cautelosamente manejada de tal manera que no vaya a presentarse unaproducción prematura de gas, lo que en la práctica debe aplazarse hasta que sea necesario, pues de locontrario, si el gas del yacimiento se escapa hacia la cara del pozo antes del tiempo, no habrá un fluido quedesplace al aceite hacia superficie.

En la última etapa de agotamiento, la presión del yacimiento y la producción de aceite caen drásticamente amedida que el GOR se incrementa. En la etapa de agotamiento final, el GOR llega a un máximo, y luego declinauniformemente junto con la producción del yacimiento y su producción.

Un yacimiento con empuje por gas en solución tendrá una tasa de producción alta por uno o dos años. Luego lapresión del yacimiento empezará a declinar lentamente y siendo el GOR relativamente bajo. Siguiendo elproceso, la curva de producción irá declinando con la correspondiente caída de presión del yacimiento. Almismo tiempo, el GOR mostrará un brusco incremento hasta alcanzar un punto máximo después del cualempezará a descender. Este tipo de empuje es de efímera duración, y es por esto, que en algunos yacimientos

se requiere de un método de levantamiento artificial en la etapa inicial de su vida productiva.





16

3.2.3 CAPA DE GAS

A medida que la presión disminuye por debajo del punto de burbuja, y la saturación de gas en el crudo alcanzaun máximo, se comienza a liberar gas, originando de esta forma una capa de gas en la parte superior del crudo,la cual va aumentando con la disminución de la presión.

La recuperación que se espera puede variar de un 20% de OOIP hasta un 40%.

Esta limitada por la producción de gas. Altos cortes de gas.

Como sucede en los yacimientos de empuje por agua, la presión del yacimiento decrece hasta que el gradientealcanza la capa de gas. Entonces, el gas se expande y desplaza al aceite hacia los pozos productores. Si la capade gas es grande, la formación productora tendrá un buen soporte de presión y la tasa declinara muylentamente, hasta que la capa de gas alcance a los pozos productores. Debido al efecto de las permeabilidades

relativas, la tasa de producción de gas se incrementa tan rápidamente como disminuye la tasa de aceite.

3.2.4 DRENAJE O SEGREGACION GRAVITACIONAL

Por lo general, en un yacimiento existen tres fluidos principales: el petróleo, el agua y el gas. A menos que no setrate de un hidrocarburo bituminoso la densidad del petróleo será mayor a la del gas y menor a la del agua,esto quiere decir que la sustancia que tendrá menos fuerza gravitatoria será el gas, siguiéndole el petróleo ypor último el agua (como se muestra en la figura 1).





17

Ahora bien, ¿Cómo afecta la gravedad para producir naturalmente petróleo?, recordemos que la manera de

que un petróleo pueda movilizarse dentro de un yacimiento es por la diferencia de presiones, recordemos queel menor esfuerzo que realiza la roca es hacia los poros causando un empuje hacia el fluido que a su vezpresenta una expansión en su volumen.

En este tipo de yacimientos el gas libre que una vez estuvo disuelto en el crudo se mueve por efectogravitatorio (y por ser menos denso) hacia el tope del yacimiento mientras que el petróleo se moviliza haciaabajo por efecto de la permeabilidad vertical y de la presión existente entre los dos fluidos.

Para que lo anterior ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical de modo que sea mayor que lasfuerzas viscosas dentro del yacimiento, esto se traduce a que debe haber mayor facilidad de moverseverticalmente que movilizarse horizontalmente, el movimiento siempre se realizará hacia donde haya menosdificultades; esto pasa cuando se da la segregación gravitacional.





18





19

EJERCICIO

1- ¿Que preferiría usted como ingeniero de petróleos tener datos de porosidad efectiva o porosidad absoluta?– ¿Por que?

2- Para el estudio de la porosidad se realizo un moldeo cubico el cual tiene ocho esferas uniformes yperfectamente empaquetadas de radio r, de acuerdo a la definición de porosidad calcule la porosidad que setiene en este arreglo cubico.

3-¿Que tipo de roca puede ser de acuerdo a la porosidad?

4- Se tiene un tubo capilar como se muestra en la figura de radio 1 ft, de longitud 5 pies y si la caída de presiónes de alrededor de 0.5 atmosferas y se bombea un fluido de 2 cp de viscosidad a un caudal de 2 BBL/DIA,determine la permeabilidad del tubo capilar de acuerdo a la Ley de Darcy.

5- ¿Que es preferible tener: una roca mojada por aceite o por agua?. ¿Por que?

6-¿Cuál es el valor de un barril de crudo WTI en US$ al día de hoy?

PARTE DE LA INFORMACION FUE TOMADA DEL LIBRO DE FREDDY ESCOBAR “FUNDAMENTOS DE INGENIERIA

DE YACIMIENTOS”

3-Propiedades Del Medio Poroso-mecanismos Primarios

Documents

Transcript of 3-Propiedades Del Medio Poroso-mecanismos Primarios