• Author / Uploaded
• Cosmoheroina Rockandy

• Categories
• Depósito de petróleo
• Mojada
• Materiales transparentes
• Ciencia de los Materiales
• Física y matemáticas

Citation preview

FUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS CONTENIDO

I. Generalidades II. Conceptos Fundamentales III. Clasificación de los yacimientos. IV. Cálculo del volumen original de hidrocarburos a condiciones de yacimiento por métodos volumétricos o directos. V. Mecanismos de desplazamiento de los fluidos en los yacimientos. VI. Funciones Presión-Volumen-Temperatura de los fluidos del yacimiento. VII. Ecuación De Balance De Materia (EBM). VIII. Evaluación de entrada de agua a los yacimientos. IX. CALCULO del volumen original de hidrocarburos y de la constante de entrada de agua, cuando exista con la Ecuación de Balance de Materia en forma de línea recta. X. Clasificación De Las Reservas De Hidrocarburos. XI. Calculo Del Volumen Original De Hidrocarburos Con La Ecuación De Balance De Materia. XII. ECUACION DE DIFUSION. XIII. Apéndice de Símbolos, Unidades y Factor de Conversión.

1/54

I. GENERALIDADES Este curso tiene como objetivo que los alumnos entiendan y aprendan: a) Los conceptos fundamentales de la Ingeniería de Yacimientos. b) Los conocimientos suficientes para la evaluación de los volúmenes originales de hidrocarburos en los yacimientos ya sea por métodos directos o indirectos. c) Los procedimientos para la evaluación de las reservas de hidrocarburos líquidos totales. d) Aspectos prácticos que les ayuden a entender el comportamiento de los yacimientos y en función de ello prever alternativas de explotación de los mismos. e) Maximiza el valor económico del yacimiento. f) Considera para todas las actividades anteriores la seguridad y protección ambiental. Se define a la Ingeniería de Yacimientos como la aplicación de los principios científicos para estudiar los yacimientos y conocer su comportamiento bajo diferentes mecanismos de flujo, lo que permitirá llevar a cabo la explotación racional de los mismos. Moore (1956) la definió como el arte de desarrollar y explotar los campos de aceite y gas de tal forma que se obtenga una alta recuperación económica. Actualmente debe considerar también el aspecto ecológico y de seguridad. Yacimiento Es la porción de una trampa geológica que contiene hidrocarburos y que se comporta como un sistema interconectado hidráulicamente. Algunos yacimientos están asociados a grandes volúmenes de agua denominados acuíferos. Los hidrocarburos parcialmente ocupan los poros o huecos de la roca almacenadora y normalmente están a la presión y temperatura debidas a las profundidades a que se encuentra el yacimiento.

2/54

GAS ACEITE

ACUIFERO

Entre las funciones de la ingeniería en yacimientos, se mencionan algunas de las principales: a) Determinar el volumen original de hidrocarburos en el yacimiento. b) Determinar y estudiar las propiedades de la roca y su relación con los fluidos que contiene. c) Determinar y analizar el cambio de las propiedades físicas que sufren los fluidos del yacimiento con la presión y la temperatura. d) Efectuar la predicción del comportamiento primario de los yacimientos considerando diversos programas de explotación, así como el aspecto económico para determinar el número óptimo de pozos. e) Determinar las reservas de aceite, gas y condensado. f) Estudiar y analizar pruebas de variación de presión. g) Efectuar estudios de recuperación mejorada. h) Colaborar en grupos de trabajo. i) Determinar Pws y Pwf a partir de la presión a boca de pozo mediante correlaciones de flujo y propiedades de los fluidos (datos PVT).

II.

CONCEPTOS FUNDAMENTALES.

II.1 Porosidad (Ø). Es la medida del espacio poroso en una roca en este espacio es donde se acumularán fluidos. Se calcula con la expresión:

Φ=

Vp Vb

(2.1)

Donde: Vp: volumen de poros del medio poroso. 3/54

Vb: Volumen total del medio poroso.

ROCA PORO

PORO

PORO

PORO

PORO

ROCA PORO

PORO

PORO

Porosidad Absoluta. Considera el volumen poroso tanto de los poros aislados como los comunicados. Porosidad Efectiva. Considera solamente los poros comunicados. En el caso de una roca basáltica se puede tener una porosidad absoluta muy alta, pero muy reducida o nula porosidad efectiva. En lo sucesivo se usara Ø para referirse a la porosidad efectiva, a menos que se indique lo contrario. Por otro lado, la porosidad puede ser primaria o secundaria, dependiendo del proceso que le dio origen. La porosidad primaria es el resultado de los procesos originales de formación del medio poroso tales como depositación, compactación, etc. La porosidad secundaria se debe a procesos posteriores que experimentan el mismo medio poroso, como disolución del material calcáreo por corrientes submarinas, acidificación, fracturamiento, etc. La propiedad se expresa en fracción, pero es común también expresarla en por ciento. La porosidad varía normalmente en los yacimientos entre el 5 y el 30 %. La porosidad puede obtenerse directamente de núcleos en el laboratorio o indirectamente a partir de los registros geofísicos de explotación.

II.2 Saturaciones (S). La saturación de un fluido en un medio poroso es una medida de volumen de fluidos en el espacio poroso de una roca, a las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra en el yacimiento. 4/54

Sf =

Vf Vp

(2.2)

Donde: Vf: volumen del fluido Vp: volumen poroso

C

B A

VR=A*B*C

(2.3)

VP=VR*Ø

(2.4)

Vf=VP SF

(2.5)

Donde Vf puede representar: aceite(o), agua (w) o gas (g), por lo que:

So =

Vo Vp

(2.6)

Sw =

Vw Vp

(2.7)

Sg =

Vg Vp

(2.8)

Dependiendo las condiciones a las que se encuentre, existen diferentes formas de clasificar las saturaciones, dentro de las más comunes tenemos:

5/54

II.2.1 Saturación inicial: Será aquella a la cual es descubierto el yacimiento; en el caso del agua también se le denomina saturación del agua congénita y es el resultado de los medios acuosos donde se forman los hidrocarburos, dependiendo su valor el agua congénita podrá tener movimiento o no.

II.2.2 Saturación residual: Es aquella que se tiene después de un periodo de explotación en una zona determinada, dependiendo el movimiento de los fluidos, los procesos a los cuales se esta sometiendo el yacimiento y el tiempo, esta puede ser igual, menor ó en casos excepcionales mayor que la saturación inicial.

II.2.3 Saturación Crítica: Será aquella a la que un fluido inicia su movimiento dentro del medio poroso. En todos los yacimientos de hidrocarburos existe agua y la saturación inicial puede variar comúnmente entre 10 y 30 %. En yacimientos con entrada de agua natural o artificial, puede alcanzar valores del orden del 50% ó más y residuales de aceite del orden del 40%. Las saturaciones de fluido pueden obtenerse directamente de núcleos preservados, en el laboratorio o indirectamente a partir de registros geofísicos de explotación.

Problema: Calcular los volúmenes de aceite, gas y agua, a condiciones de yacimiento, para un yacimiento que tiene los siguientes datos: Longitud: Ancho: Espesor:

8.5Km 3.6Km 25m

Sw= 0.21 a c.y. So= 0.64 a c.y. Porosidad: 0.17

SOLUCIÓN: Dado que no se da más información se supondrá el yacimiento como un cubo con las dimensiones especificadas.

6/54

25 m

3.6km 8.5km Volumen de aceite a c.y. NBoi = VpSo NBoi =8500x3600x25x0.17x0.64 NBoi = 83.232 X106 m3

(2.9)

Volumen de gas a c.y. GBgi = VpSg GBgi = 8500 x 3600 x 25 x 0.17x 0.15 GBgi = 19.508X106m3

(2.10)

Volumen de agua Vw = VpSw Vw = 8500 x 3600x 25x 0.17x 0.21 Vw = 27.311X106 m3

(2.11)

II.3 Permeabilidad (K). Es una medida de capacidad de una roca para permitir el paso de un fluido a través de ella. La permeabilidad puede ser absoluta, efectiva o relativa.

II.3.1 Permeabilidad absoluta. Es la propiedad de la roca que permite el paso de un fluido, cuando se encuentra saturada al 100% de ese fluido. El primer esfuerzo para definir esta propiedad fue el realizado por Henry Darcy.

7/54

DIAGRAMA DEL EQUIPO UTILIZADO PARA DEDUCIR LA ECUACIÒN DE DARCY:

υ=−

k

μ

dp dL

(2.12)

pero:

υ =

q A

(2.13)

Por lo que sustituyendo y despejando K: k=−

q L μ A Δp

(2.14)

donde: K = permeabilidad (darcys) q = gasto (cm3/seg). μ = viscosidad (cp) (gr. /cm.-seg.) L = distancia (cm). A = área (cm2) Δp = diferencia de presión (atm) Simplificando, las unidades del Darcy son cm2.

8/54

Ejemplo: En un núcleo se hizo fluir agua salada, obteniéndose los siguientes datos: Área = 2cm2 Longitud = 3 cm. Viscosidad = 1 cp. Gasto = 0.5 cm3/ seg. Caída de presión = 2 atm. Sustituyendo los datos anteriores en la ecuación de Darcy se obtiene el valor de la permeabilidad absoluta. k=

q L 0.5 3 μω = x 1 x = 0.375 darcys. 2 A Δp 2

Si en el mismo núcleo se hace pasar aceite de 3 cp. de viscosidad con la misma presión diferencial, se obtiene un gasto de 0.1667 cm3/seg., de donde resulta: K =

0 .1667 3 x 3 x = 0 .375 darcys . 2 2

De lo anterior se observa qué la permeabilidad absoluta es la misma con cualquier liquido que no reaccione con el material de la roca y que la sature 100%. Esto no se cumple con los gases debido al efecto de “resbalamiento “(Klinkenberg).

υ

Flujo viscoso

Flujo Turbulento

ΔP L

9/54

Para líquidos:

υ=

q k ΔP =− A μ L

(2.15)

y = mx

(2.16)

Para gases (efecto de Klinkenberg)

kg

Permeabilidad absoluta 1 P

0

II.3.2 Permeabilidad efectiva (Ko, Kg, Kw). La permeabilidad efectiva a un fluido es la permeabilidad del medio a ese fluido cuando su saturación es menor del 100%. Ko =permeabilidad efectiva al aceite. Kg = permeabilidad efectiva al gas. Kw = permeabilidad efectiva al agua. Ejercicio 3 Si en el núcleo de los ejemplos anteriores se mantiene una saturación de agua de 70% y una de aceite de 30%, para una presión diferencial de 2 atmósferas, se obtiene los gastos de agua igual a 0.3 cm3/seg. Y de aceite de 0.02 cm3/seg., se calculan las siguientes permeabilidades efectivas:

kω =

0.3 3.0 qω L μω = x1 x = 0.225 darcys. 2 2 A Δp

10/54

ko =

qo μo A

L 0.02 3.0 = x3x = 0.045 darcys Δp 2 2

De aquí se observa que la suma de las permeabilidades efectivas es menor que la permeabilidad absoluta y que las permeabilidades efectivas pueden variar desde 0 hasta la permeabilidad absoluta exepto para el gas, con el cual se pueden obtener valores mayores de la permeabilidad absoluta. A continuación se muestra una grafica típica de permeabilidades efectivas para un sistema aceite-agua en un medio poroso mojado por agua: Ko A

C

B

Swc

Kw

Soc

En la región A solo fluye aceite. En la región B fluyen simultáneamente aceite y agua En la región C solo fluye agua. Se hace notar que para una saturación de agua de 0.5, la permeabilidad efectiva al aceite es mayor que la efectiva al agua.

II.3.3 Permeabilidad relativa (Kro, Krg, Krw). La permeabilidad relativa a un fluido es la relación de la permeabilidad efectiva a ese fluido a la permeabilidad absoluta.

ko k kg krg = k kw krw = k kro =

(2.17) (2.18) (2.19)

11/54

En seguida se presenta una gráfica típica de permeabilidades relativas:

Kro

Kw

1.0

1.0

0 0

Sw

Swc

Sor

1

0.5

Existen algunas reglas empíricas por medio de las cuales es posible inferir si una formación es mojada por agua o por aceite, la mas conocida de ellas es la expresada por Craig y colaboradores la cual se encuentra en una serie de 6 articulos de la SPE titulados Wettability, Literatura Survey escritos por William G. Anderson la cual está resumida en la siguiente tabla.

SISTEMA MOJADO POR :

CARACTERISTICAS

AGUA

ACEITE

1.-SATURACION DE AGUA CONGENITA EN EL VOLUMEN POROSO

USUALMENTE MAYOR DEL 20% POROSO.

GENERALMENTE MENOR DEL 15%

2.-SATURACION EN LA CUAL K rw = K ro

MAYOR DEL 50% DE Sw

MENOR DEL 50 % DE Sw

3.-PERMEABILIDAD RELATIVA AL AGUA, AL MAXIMO PUNTO DE SATURACION DE AGUA.

GENERALMENTE MENOR DEL 30%

MAYOR DEL 50% Y TIENDE AL 100%

12/54

De acuerdo a lo expresado por Craig, la forma en que se desplazan los fluidos en el medio poroso puede ser visualizada como lo expresa la siguiente figura:

ROCA FUERTEMENTE MOJADA POR AGUA ACEITE

AGUA

AGUA

ACEITE

GRANOS DE ROCA

ROCA FUERTEMENTE MOJADA POR ACEITE ACEITE

AGUA ACEITE

AGUA

GRANOS DE ROCA

II.3.4 Permeabilidad equivalente para capas en paralelo y flujo lineal. Para el cálculo de la permeabilidad equivalente en un sistema donde se tienen dos ó más zonas con diferente permeabilidad alineadas en capas donde se considera que existe flujo lineal, partiremos del la ecuación de Darcy la cual nos dice:

Pero:

υ=−

k ΔP μ L

(2.21)

υ=

q A

(2.22)

υ=

q k Δp =− A μ L

(2.23)

13/54

Despejando el gasto:

q=−

kA Δp μ L

(2.24)

La forma en que se encuentran las capas, así como su distribución se ve en la siguiente figura, por lo que: P2 h1 h2

ΔP

k1

h3 k2

P1 q1

k3

q2

q3

qt

a

Aplicando esta ecuación para cada una de las capas y para el total se tendrá:

k1 Δp μ L k Δp q2 = A2 2 μ L k Δp q3 = A3 3 μ L

q1 = A1

qt = At

(2.25) (2.26) (2.27)

ke Δp μ L

(2.28)

14/54

Para este caso:

qt = q1 + q2 + q3

(2.29)

Sustituyendo: At

k Δp Δp ke Δp k Δp = A1 1 + A2 + A3 3 μ L μ L L μ L

(2.30)

Pero:

At = aht

(2.31)

A1 = ah1

(2.32)

A2 = ah2

(2.33)

A3 = ah3

(2.34)

Sustituyendo estos valores en la ecuación anterior.

aht

k Δp k Δp k Δp ke Δp = ah1 1 + ah2 2 + ah3 3 μ L μ L μ L μ L

(2.35)

Simplificando todo los términos iguales:

k e h t = k 1 h1 + k 2 h 2 + k 3 h 3 Despejando resulta: kh +k h +k h ke = 1 1 2 2 3 3 ht

(2.36)

(2.37)

y generalizando: nc

ke =

∑ kihi i =1 nc

(2.38)

∑ hi i =1

En donde nc = número o cantidad de capas.

15/54

II.3.5 Permeabilidad equivalente para capas en paralelo y flujo radial. La ecuación de Darcy

υ=−

k Δp μ ΔL

(2.39)

Pero

υ=

q A

(2.40)

La figura representativa de este tipo de situaciones sería:

el área por tratarse de flujo radial, será: A = 2πrh Sustituyendo esto en la ecuación de Darcy y dr por dL

q k dp =− 2πrh μ dr

(2.41)

reagrupando términos:

dr 2πkh =− dp r qμ

(2.42)

16/54

Integrando: rw

∫

re

dr 2 π kh = − r qμ

pw

∫ dp

(2.43)

pe

Sustituyendo límites: ⎛ r ⎞ 2πkh (Pe − Pw) ln⎜⎜ e ⎟⎟ = r q μ ⎝ w⎠

(2.44)

Despejando el gasto y aplicando la ecuación resultante para el caso que se estudio:

qt =

q2 =

q3 =

q1 =

2π k t ht (Pe − Pw) ⎛r ⎞ μ ln⎜⎜ e ⎟⎟ ⎝ rw ⎠

(2.45)

2π k 2 h2 (Pe − Pw) ⎛r ⎞ μ ln⎜⎜ e ⎟⎟ ⎝ rw ⎠ 2πk3h3 (Pe − Pw) ⎛r ⎞ μ ln⎜⎜ e ⎟⎟ ⎝ rw ⎠

(2.46)

(2.47)

2πk1h1 (Pe − Pw) ⎛r ⎞ μ ln⎜⎜ e ⎟⎟ ⎝ rw ⎠

(2.48)

pero:

qt = q1 + q2 + q3

(2.49)

por lo que: 2πke ht (Pe − Pw) 2πk1h1 (Pe − Pw) 2πk2 h2 (Pe − Pw) 2πk3h3 (Pe − Pw) = + + ⎛ re ⎞ ⎛ re ⎞ ⎛ re ⎞ ⎛r ⎞ μ ln⎜⎜ ⎟⎟ μ ln⎜⎜ ⎟⎟ μ ln⎜⎜ ⎟⎟ μ ln⎜⎜ e ⎟⎟ ⎝ rw ⎠ ⎝ rw ⎠ ⎝ rw ⎠ ⎝ rw ⎠

(2.50)

simplificando términos iguales:

ke ht = k1h1 + k2 h2 + k3h3

(2.51)

17/54

Despejando: ke =

k1h1 + k2 h2 + k3h3 ht

(2.52)

generalizando: i = nc

ke =

∑ kihi i =1 i = nc

(2.52)

∑ hi i =1

II.3.6 Permeabilidad equivalente para capas en serie y flujo lineal.

ΔPt

P2 ΔP3

ΔP2 ΔP1 k3 k2 P1 k1 L3 q

L2 L1

Lt

a

La ecuación de Darcy para flujo lineal es:

υ=−

k ΔP μ L

(2.53)

pero:

υ= por lo que:

υ=

q A

(2.54)

q k ΔP =− A μ L

(2.55)

Despejando ΔP y aplicando para cada capa y a la suma:

18/54

ΔP1 =

qμL1 Ak1

(2.56)

ΔP2 =

qμL2 Ak2

(2.57)

ΔP3 =

qμL3 Ak3

(2.58)

ΔPt =

qμLt Akt

(2.59)

pero:

ΔPt = ΔP1 + ΔP2 + ΔP3

(2.60)

por lo que sustituyendo en esta última:

qμLt qμ L1 qμ L2 qμ L3 = + + Ake Ak1 Ak2 Ak3

(2.61)

Simplificando los términos iguales:

Lt L1 L2 L3 = + + ke k1 k2 k3

(2.62)

despejando el término que buscamos:

ke =

Lt L1 L2 L3 + + k1 k2 k3

(2.63)

generalizando: i = nc

∑ Li

ke = i =i =nc1

(2.64)

Li ∑ i =1 ki

19/54

II.3.7 Permeabilidad equivalente para capas en serie y flujo radial: La ecuación de Darcy para flujo radial, considerando un cuerpo homogéneo:

q=

2πkh (Pe − Pw ) ⎛r ⎞ μ ln⎜⎜ e ⎟⎟ ⎝ rw ⎠

(2.65)

Aplicando la ecuación anterior para este caso:

q=

q=

q=

2π ky h (Pe − Pi ) re μ ln ri

(2.66)

2π ki h (Pi − Pw ) ri μ ln rw

(2.67)

2 π ke h (Pw − Pe ) re μ ln ri

(2.68)

20/54

Considerando las caídas de presión: Pe-Pw = (Pe-Pi) + (Pi-Pw)

(2.69)

despejando y sustituyendo en la ecuación anterior:

re re ri qμ ln qμ ln rw = ri + rw 2π ke h 2π k y h 2 π ki h

qμ ln

(2.70)

simplificando:

re re ri ln ln rw = ri + rw ke ky ki

(2.71)

re rw ke = 1 re 1 ri ln + ln k y ri ki rw

(2.72)

re rw ke = 1 re 1 ri ln + ln k y ri ki rw

(2.73)

ln despejando:

ln

o también:

ln

Ejemplos de cálculo de permeabilidad equivalente: a) Capas en paralelo y flujo lineal: Datos: k1=50 md h1= 50m. L =1000m. k2= 75 md. h2= 25m. k3= 100 md. h3= 10 De la fórmula 31 ke =

50 x50 + 75 x 25 + 100 x10 5375 = 50 + 25 + 10 85

k e = 63.235md .

21/54

b) Capas en serie y flujo lineal: Datos: k1= 100md L1= 5m k2= 300md. L2= 1000 m. k3= 90md. L3 = 7 m. ke =

ke =

5 + 1000 + 7 1012 = 5 1000 7 0.05 + 3.333 + 0.078 + + 100 300 90 1012 = 292.392md . 3.461

c) Capas en el paralelo y flujo radial: Datos k1= 5md h1= 10m k2= 4md. h2= 15m. k3= 12md. h3= 8m. ke

5 x10 + 4 x15 + 12 x8 206 = 10 + 15 + 8 33

ke = 6.242md .

d) Capas en serie y flujo radial: Datos: ky =10md. re = 200m. k1= 1md. ri = 0.06m rw= 0.1m.

22/54

200 0.1 ke = 1 200 1 0.06 + log log 10 0.06 1 0.1 ln

ke =

7.600 7.600 = 0.1x8.1111 − 0.5108 0.7600

k e = 10 md .

A continuación se verá como son afectadas las caídas de presión en un pozo al reducir la permeabilidad en la zona invadida por el filtrado de lodo. Cálculo de las caídas de presión en el yacimiento, en la zona invadida, total del radio de drene al pozo y considerando que no hubo invasión, con los siguientes datos: q = 100 m3/d μo= 2 cp. ki = 1 md. h =100 m. re= 200 m. ri = 0.6 m. rw = 8.414 cm. ky=10 md La expresión para flujo radial para las unidades de campo mencionadas en la tabla siguiente es:

Donde: Gasto Diferencial de Presión Longitud Permeabilidad Viscosidad

Q p L K

m3/D kg/cm2 m mD (mDarcy) Cp (centipoise)

23/54

re = 200m

ri = 0.6m

rw = 8.414cm

ki = 1md k y = 10 md

Despejando la caída de presión y considerando para la zona no invadida y sustituyendo datos se tiene: re 200 100 x 2 xLn 1161.82 ri 0.6 ΔPy = = = −2 −2 5.2552 x10 kyh 5.2552 x10 x10 x100 52.552 q o μ o Ln

ΔPy = 22.108kg / cm 2

Aplicando la ecuación anterior en la zona invadida:

ri rw = 100 x 2 xLn(0.6 0.08414) = 392.8895 ΔPi = 5.252 5.2552 x10 − 2 kih 5.2552 x10 − 2 x1x100 q o μ o Ln

ΔPi = 74.807 kg cm 2 De acuerdo al dibujo la caída de presión es igual a la suma de las caídas: 22.108+74.76=96.869 Kg./cm2. Considerando ahora que no hubiera invasión de fluido, se aplicará la fórmula para todo el radio quedado:

ΔP =

qo μ Ln(re rw) 100 x 2 xLn(200 0.08414 ) 1554.71 = = 52.552 5.2552 x10 − 2 kh 5.2552 x10 − 2 x10 x100

ΔP = 29.584 kg cm 2 .

24/54

De acuerdo a lo anterior se concluye que es evidente el daño causado por la invasión del lodo de perforación. Para flujo lineal se tiene la siguiente expresión en unidades prácticas de campo:

II.4 Energías y fuerzas del yacimiento. Las fuerzas naturales que retienen los hidrocarburos en el yacimiento, pero que también los desplazan son: inercia, atracción gravitacional, atracción magnética, atracción eléctrica, presión, tensión superficial, tensión interfacial y presión capilar. II.5 Tensión interfacial σ. Es el resultado de los efectos moleculares por los cuales se forma una interfase que separa dos líquidos. Si σ =0 se dice que los líquidos son miscibles entre sí, como el agua y el alcohol. Un ejemplo clásico de fluidos inmiscibles se tiene con el agua y el aceite. En el caso de una interfase gas-liquido, se le llama tensión superficial. II.6 Fuerzas capilares. Son el resultado de los efectos combinados de las tensiones interfaciales y superficiales, de tamaño y forma de los poros y del valor relativo de las fuerzas de cohesión de los líquidos, es decir de las propiedades de mojabilidad del sistema roca-fluidos.

25/54

P atm PENDIENT= γw

h

P atm Pc AGUA = FASE MOJANTE

PRESION P atm de la figura anterior, para que el sistema este en equilibrio tenemos:

(↑) Fuerzas Capilares = peso del liquido (↓) 2 π r σ cos θ = ρ g π r 2 h Despejando h

h=

2σ cos θ rgρ

⇒ ρgh = ΔP =

2σ cos θ r

Esta es precisamente la presión capilar que actúa en la interfase; la ΔP multiplicada por el área es igual a la fuerza capilar. II.7 Mojabilidad. Es la tendencia de un fluido a extenderse o adherirse sobre una superficie sólida, en presencia de otro fluido y se mide por el ángulo de contacto. Si la roca es mojada por aceite se dice que es oleofílica (oleofila) y si lo es por agua será hidrófila. II.8 Presión capilar. Es la diferencia de presiones que existe en la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferentemente a la roca. También se define la presión capilar como la capacidad que tiene el medio poroso de succionar el fluido que la moja y de repeler al no mojante.

Roca mojada por agua

roca mojada por aceite

26/54

(1) permeabilidad alta, poros uniformes (2) permeabilidad media (3) permeabilidad baja, poros heterogéneos

Pc

Sw irred Pc min

Sw

0% 100%

100% 100%

S de fase no mojante

0%

El punto de convergencia de las curvas indica la mínima presión capilar a la cual empieza a entrar fluido no mojante a una muestra (yacimiento). La figura siguiente ilustra el fenómeno de mojabilidad y presión capilar mediante dos fluidos conocidos.

aire

θ

aire

θ

agua mercurio Líquido mojante

Líquido no mojante

27/54

II.9 Distribución de fluidos. La distribución de la fase que moja o de la que no, no depende exclusivamente de la saturación sino que depende también del sentido en que se efectúa la prueba. Pc

Sw

S w ir

Imbibición. Cuando aumenta la saturación de fluido que moja. Drene. Cuando se reduce la saturación del fluido que moja. Histéresis. Es la diferencia de las propiedades de la roca (Pc-Sw) que se tiene al invertir el sentido de la prueba.

28/54

III. CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS. Clasificación de los yacimientos. Los yacimientos de hidrocarburos pueden tener características muy diferentes unos de otros, para su mejor estudio se han determinado los principales factores que afectan su comportamiento y en base a ello podemos hablar de clasificaciones de acuerdo a:

• • • • • •

Tipo de roca almacenadora Tipo de Trampa Fluidos almacenados Presión original del yacimiento Empuje predominante Diagramas de fase

III.1 De acuerdo con el tipo de roca almacenadora. III.1.1

Arenas:

Cuya porosidad se debe a la textura de los fragmentos que la forman. Pueden ser arenas limpias o sucias. Estas con limo, cieno, lignito, bentonita, etc. III.1.2 Calizas porosas cristalinas:

Su porosidad primaria es muy baja, es porosidad ínter-cristalina, puede tener espacios poros muy importantes debidos a la disolución. III.1.3 Calizas oolíticas:

Su porosidad se debe a la textura oolítica, con intersticios no cementados o parcialmente cementados III.1.4 Calizas detríticas:

Están formadas por la acumulación de fragmentos de material calcáreo cementado. III.1.5 Calizas fracturadas y/o con cavernas:

Son sumamente atractivas por su alta permeabilidad debida al fracturamiento y a la comunicación entre las cavernas. III.I.6 Areniscas:

Son arenas cementadas por materiales calcáreos o silicosos. III.1.7 Calizas dolomíticas o dolomitizadas:

Su porosidad se debe al cambio del mineral calcita a dolomita.

III.2 De acuerdo con el tipo de trampa. III.2.1 Estructuras, como los anticlinales:

29/54

En estos casos la acción de la gravedad originó el entrampamiento de hidrocarburos. III.2.2 Por penetración de domos salinos:

Igual a casos anteriores, puede ir ligado adicionalmente a fallas y/o discordancias. III.2.3 Por fallas:

Las fallas pueden ocasionar una discontinuidad a las propiedades de flujo de la roca y por ello la acumulación de hidrocarburos. III.2.4 Estratigráficos:

En este caso la acumulación de hidrocarburos se debe a los cambios de facies y/o discordancias, por disminución de la permeabilidad, por acuñamiento. III.2.5 Mixtos o combinados:

Donde intervienen más de un tipo de los anteriores (Combinados).

Domo salino

Falla

III.3 De acuerdo al tipo de fluidos almacenados. III.3.1 De aceite y gas disuelto:

En este tipo de yacimiento la Pi>Pb por lo que todo el gas estará disuelto en el aceite a las condiciones de yacimiento. En este grupo se puede ubicar a los aceites III.3.2 De aceite, gas disuelto y gas libre (casquete):

Cuando Pi