NOMBRE: Alondra Berenice Zapata Meza No.Tarea: 2 FECHA: 14 de Septiembre 2015

NOMBRE DE LA TAREA: Conceptos Básicos No. de Página: 2

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 eso ocupada por poros o huecos. Es definido como el volumen poroso (volumen entre los granos), dividido para el volumen total dela roca:

Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede alcanzar es 1.

Clasificación de la Porosidad

Clasificación de Ingeniería de la porosidadDurante el proceso de sedimentación y mitificación, algunos de los poros que se desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos diagenéticos o catagénicos tales como cementación y compactación. Por ende, existirán poros interconectados y otros aislados. Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y efectiva dependiendo de que espacios porales se miden durante la determinación del volumen de estos espacios porosos.

Porosidad absoluta.Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosímetros comerciales. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y no tener conductividad de fluidos debido a la carencia de interconexión poral. La lava es un ejemplo típico de esto.

Porosidad efectiva.Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca. Esta porosidad es una indicación de la habilidad de la roca para conducir fluidos,

sin embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca. La porosidad efectiva es afectada por un número de factores litológicos como tipo, contenido e hidratación de arcillas presentes en la roca, entre otros.

Porosidad no efectiva.Es la diferencia que existe entre la porosidad absoluta y efectiva.

Clasificación Geológica de la porosidad A medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos, el agua fue el primer fluido que llenó el espacio poroso. Esta agua se le denomina agua connata. Un método común de clasificación de la porosidad se basa en la condición si porosidad se formóinicialmente o si fue producto de una diagénesis subsiguiente (dolomitizació), catagénesis, campo de esfuerzos o percolación de agua.

Porosidad primaria o intergranular.La cual se desarrolló al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados. Rocas sedimentarias con este tipo de porosidad son: areniscas (detríticas o clásticas) y calizas (no detríticas). La porosidad primaria a su vez se clasifica en:

Porosidad intercristalina.Se refiere a los espacios existentes entre los planos de un cristal o espacios vacíos entre cristales. Muchos de éstos poros son sub-capilares, v.g. poros menores de 0.002 mm de diámetro. La porosidad que se encuentra entre cristales o partículas tamaño lodo se llama comúnmente “microporosidad”.

Porosidad Integranular.Es función del espacio vacío entre granos, es decir, delos espacios intersticiales de toda clase en todo tipo de roca. Esta porosidad comprende tamaño sub-capilar a super-capilar. Generalmente, los espacios tienen un diámetro mayor de 0.5 mm.

Planos estratificados.Existe concentración de espacios vacíos de diferentes variedades paralelos a los planos de estratificación. Las geometrías mayores de muchos yacimientos petroleros están controladas por este tipo de porosidad. Entre las causas de espacios vacíos en los planos estratificados se cuentan: diferencias de los sedimentos depositados, tamaño de partículas y arreglo de depositación y ambientes de depositación.

Espacios Sedimentarios Misceláneos.Esto se debe a: (1) espacios vacíos resultantes de la depositación de fragmentos detríticos de fósiles, (2) espacios vacíos resultantes del empaquetamiento de oolitas, (3) espacios cavernosos de tamaño irregular y variable formados durante el tiempo de depositación, y (4) espacios creados por organismos vivos en el momento de la depositación.

Porosidad secundaria, inducida o vugular.Ocurre por un proceso geológico o artificial subsiguiente a la depositación de sedimentos. Puede ser debida a la solución o fractura (artificial o natural) o cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita). La porosidad secundaria es el resultado de un proceso geológico (diagénesis y catagénesis) que tomó lugar después de la depositación de los sedimentos. La magnitud, forma, tamaño e

interconexión de los poros podría no tener relación directa de la forma de las partículas sedimentarias originales. La porosidad secundaria se clasifica en:

Porosidad de disolución.Integrada por canales resultantes de la disolución del material rocoso por acción de soluciones calientes o tibias que circulan o percolan a través de la roca. Las aperturas causadas por meteorización (juntas alargadas y cavernas) y espacios vacíos causados por organismos vivientes pueden sufrir alargamiento debido adilución.

Dolomitización.Es el proceso mediante el cual la caliza se transforma endolomita según la siguiente reacción:

 

Algunas rocas carbonatas están constituidas solamente por calizas. Si el agua circulante a través del espacio poroso contiene suficientes cantidades de magnesio disuelto, el calcio en la roca puede intercambiarse por el magnesio en solución. Como el magnesio es considerablemente más pequeño que el calcio, la resultante dolomita tendrá una porosidad mayor, cuyo incremento oscila entre el 12-13 %.

Porosidad de Fractura.Son aperturas en la roca producto de fallamiento estructural de las rocas del yacimiento debido a tensión originada por actividades tectónicas tales como doblamiento y falla. Esta incluye juntas, fisuras, y fracturas. Las porosidades de fractura normalmente no superan el 1 % en carbonatos.

Espacios secundarios misceláneos.En esta clasificación se tienen: (1) arrecifes, los cuales son aperturas en las crestas de anticlinales estrechos, (2) pinchamientos y llanos, los cuales son aperturas formadas por la separación de estratos sometidos a un suave desplome, y (3) espacios vacíos causados por brechas submarinas y conglomerados que resultan de movimientos gravitarios del material del fondo marino después de mitificación parcial

Permeabilidad y Ley de Darcy

Ecuación de Darcy

La superficie específica y la porosidad, S y e, son magnitudes fácilmente

medibles, habiéndose realizado intentos para obtener expresiones que las

relacionen con la caída de presión a través del lecho y con la velocidad de flujo a

través de los rellenos.

Por otra parte, medidas de   permiten determinar S en algunos

materiales de geometría irregular.

El primer trabajo experimental sobre este tema lo realizó Darcy (1830- Dijon),

viendo la velocidad media del flujo de agua a través de lechos de arena. Demostró

que esa velocidad era directamente proporcional a la fuerza impulsora,  , e

inversamente al espesor del lecho. Esta relación, conocida como Ley de Darcy,

ha sido confirmada posteriormente:

 (5.2)

Siendo:   la caída de presión a través del lecho (P2 - P1 <0), L el espesor

del lecho, c la velocidad media de paso , c = (1/A) (dV/dt), A el área de la sección

transversal del lecho, V el volumen de fluido que fluye en un tiempo t, y K una

constante que depende de las propiedades del lecho y del fluido.

Esta relación lineal condujo a pensar en un flujo laminar, similar al de fluidos en

tuberías (recordar ecuación de Hagen-Poiseuille,

(4.6) :  , es decir, que la

resistencia al flujo se debería únicamente a las fuerzas viscosas, pudiéndose

expresar como:

 (5.3)

Siendo   la viscosidad del fluido, y B el llamado coeficiente de permeabilidad del

lecho, el cual depende sólo de las propiedades del mismo, y da idea de la

resistencia o facilidad que presenta al paso del fluido. Sus dimensiones son:

Su unidad es el Darcy = 1 m2, existiendo tablas con una amplia gama de valores

para B, aplicables sólo al régimen laminar.

La permeabilidad es la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos. Para flujo lineal la ley de Darcy dice que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presión) e inversamente proporcional a la viscosidad. Darcy requiere que el fluido se adhiera a los poros de la roca, sature 100 % el medio y flujo homogéneo y laminar ocurra

Donde c= 1.127 para conversión. En unidades de campo esta ecuación se escribe como:

V: es la velocidad aparente, bbl/(día-ft²)k :mdµ:cp P: psia S: distancia a lo largo del flujoγ :Gravedad específicaθ: Angulo medido en sentido horario desde la vertical a la posición s de la dirección.∆D: diferencia de altura

Tipos de Permeabilidad

*Flujo Lineal

EL signo negativo se debe a que si x es medido en la dirección de flujo, P decrece cuando x  crece.

El flujo gaseoso difiere del flujo líquido ya que la rata de flujo volumétrico;Q: varía con la presión. Es decir, un pie3/día a 1000 psi no representa la misma masa de gas que el mismo sistema a 100 psi. Para aliviar el anterior problema se introduce la ley de los gases reales

Si se emplean psi, pies cúbicos, grados Ranking, la constante universal de los gases, R, es10.73. Si un mol de gas a condiciones normales (14.7 psi y 60°R) ocupa 379 ft³

Se puede tener la siguiente expresión

 Si se multiplica esta expresión por la rata de flujo expresada en miles de

, y se hace la conversión a barriles se tiene:

Sustituyendo esta expresión en la ecuación de flujo:

Se tiene:

Separando integrando:

Integrando a ambos miembros de la ecuación anterior:

Resulta en:

Normalmente, la turbulencia no es un factor importante en flujo lineal de gas puesto que no hay convergencia de flujo, la ecuación se puede trabajar tal como está.

Flujo Radial

Para flujo radial (c= 7.08), se tiene:

Integrando:

Integrando y despejando q:

En una forma similar al caso lineal gaseoso, igualando el flujo volumétrico de gas con el flujo en geometría radial, se tiene:

Saturación de Fluidos

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.

Dónde: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. Si consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, tenemos:

Dónde:So = Saturación de petróleo.Sw = Saturación de agua.Sg = Saturación de gas.

Saturación residual de una faseLa 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.

Saturación crítica de una faseLa 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.

Mojabilidad

A la hora de hacer el estudio de algún yacimiento es imprescindible tener en cuenta todas las características y propiedades de las rocas que conforman el yacimiento y los fluidos que se encuentran presentes en su espacio poroso, así

como también es fundamental el estudio de las interacciones roca-fluido, el cual puede determinarse mediante un parámetro denominado mojabilidad que se define como la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles, tratando de ocupar la mayor área de contacto posible con dicho sólido. La mojabilidad es una función del tipo de fluido (por lo general petróleo y agua) y de la superficie sólida (con referencia al medio poroso, roca).

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.

Compresibilidad

Los gases son fácilmente compresibles. Esto se debe a que sus moléculas se encuentran muy separadas en relación a su tamaño y la fuerza de atracción entre

ellas es débil. Por esto, al ejercer una fuerza sobre un gas, sus moléculas se juntan, disminuyendo el espacio que este ocupa en el recipiente que contiene.

En el caso de los líquidos, como contienen un volumen definido, se requiere una gran fuerza para

poder comprimirlos. Si bien las distancias entre las moléculas de los líquidos son mayores que en el caso de los sólidos, presentan una gran fuerza de atracción entre ellas. Por ello, para comprimirlos, es necesario aplicar una fuerza mayor que la que existe entre los enlaces que unen sus moléculas.

Podemos concluir que la compresibilidad es una manifestación de la fuerza eléctrica, ya que para comprimir un fluido es necesario aplicarle una fuerza de mayor intensidad que esta. Por lo tanto, como en un gas la fuerza entre sus moléculas es débil, esta es altamente comprensible, mientras que en un líquido, la fuerza que se requiere para comprimirlo es mucho mayor que en el caso de un gas

Petróleo Mexicano y API°

Itsmo:Ligero con densidad  de 33.6 grados API y 1.3% de azufre en peso.Maya:Pesado con densidad  de 22 grados API y 3.3% de azufre en peso.OlmecaSuperligero con densidad de 39.3 grados API  y 0.8% de azufre en peso.

El petróleo mexicano es materia prima de calidad que se encuentra presente en toda la industria nacional e internacional como lo es en transporte, alimentos, fármacos, fertilizantes, pinturas y textiles.

Definición de Petrofísica

Se encarga de caracterizarlas propiedades físicas y texturales de las rocas, especialmente la distribución de los poros, que sirven como depósitos para las acumulaciones de hidrocarburos, y qué permiten considerarlas como posibles prospectos para la explotación. También caracteriza los fluidos contenidos en ellas, mediante la integración del entorno geológico, perfiles de pozos, análisis de muestras de roca y sus fluidos e historias de producción. Mediante la caracterización petrofísica de un yacimiento, se busca calcular con mayor precisión las reservas de hidrocarburos para evaluar la factibilidad económica de un proyecto.En cuanto a los parámetros necesarios para llevar a cabo dicha evaluación se encuentran la porosidad, la permeabilidad, la saturación de fluidos (agua e

hidrocarburos ±petróleo y/o gas), el volumen de arcillosidad, el espesor del yacimiento y su área, la mineralogía de la formación, la movilidad del petróleo y la distribución del tamaño de los granos.Adicionalmente, se tienen que considerar la geometría del yacimiento, la temperatura, presión y litología, los cuales representan las características más importantes en la evaluación, completación y producción del yacimiento.

Yacimiento sobresaturado y bajosaturado

Yacimientos de aceite saturado: la presión inicial del yacimiento es igual o menor que la presión de saturación (Pi < Pb), por lo que solo una parte del gas esta disuelto en el aceite y la otra parte se encuentra libre en la parte superior a lo que se conoce como casquete.

Yacimientos de aceite bajosaturado: en este tipo de yacimientos la presión inicial es mayor que la presión de saturación (Pi > Pb), por lo que todo el gas se encuentra disuelto en el aceite.

Yacimiento Homogéneo

Yacimiento es homogéneo, la medición de propiedades en cualquier ubicación describe completamente la distribución de dicha propiedad en todo el yacimiento. La descripción de yacimientos homogéneos es bastante simple.