• PERMEABILIDAD RELATIVA:

La permeabilidad relativa es la relación entre la permeabilidad efectiva de un fluido en

particular, con una saturación dada, y la permeabilidad absoluta de ese fluido en

condiciones de saturación total.

• MOJABILIDAD:

Propiedad de adhesión de un fluido (Agua, petróleo) a la roca

• DRENAJE:

El drenaje es el proceso por el cual la fase no-mojante desplaza, del medio poroso, a la

fase mojante. Es un proceso forzado (no espontáneo) pues las fuerzas capilares tienden a

retener la fase mojante dentro de la estructural capilar.

• IMBIBICIÓN:

La imbibición es el proceso espontáneo de desplazamiento, con una fase mojante, de la

fase no-mojante. Este proceso no requiere aplicación de fuerzas externas al sistema roca-

fluidos

EXPLICACIÓN: Si por alguna razón, el drenaje se interrumpe y comienza un desplazamiento

con agua (por pérdida del sello de la trampa o por inyección de agua durante la

explotación de un reservorio), la presión capilar del sistema evoluciona conforme a la

curva de imbibición.

El desplazamiento del hidrocarburo no es completo durante la imbibición, pues parte del

mismo queda retenido en la estructura poral bajo la forma de Saturación residual de

petróleo

YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO

El gas condensado, es un fluido monofásico a condiciones de yacimiento originalmente.

Está compuesto por metano, etano, y otros compuestos de cadena corta, además, se

encuentran elementos pesados o de cadena larga.

Éste tipo de gas, bajo condiciones de presión y temperatura adecuadas, se convertirá en

un fluido bifásico. A éste comportamiento se le conoce como condensación retrograda.

CARACTERISTICAS DE UN FLUIDO CONDENSADO

En la superficie, se producirá gas y líquido, por encontrarnos a presión atmosférica o

menor a la de punto de rocío. Los fluidos producidos poseerán las siguientes

características:

Color: incoloro, amarillo, anaranjado, marrón, verdoso y se ha reportado negro.

Densidad: El líquido, estará entre 40 y 60 °API.

Relación gas condensado: 5000 a 100000 PCN/BN.

El líquido condensado, en el yacimiento generalmente no fluye o no se puede producir.

COMPONENTES DEL FLUIDO COMO AFECTAN AL VOLUMEN

Durante la producción de yacimientos de gas condensado, las mayores caídas de presión

se presentan en las cercanías de los pozos productores, por lo que la formación de líquido

condensado en primera instancia se originará en ésta zona.

El volumen de la fase liquida, no sólo depende de la presión y la temperatura, sino de los

componentes que conforman el gas, es decir, un gas sin componentes pesados

suficientes, no desprende líquido al bajar la presión, en cambio un gas con componentes

de cadena larga suficientes si generará liquido al bajar la presión del punto de rocío

YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO A PROFUNDIDADES

Al alcanzar mayores profundidades en pozos perforados en muchas áreas, la tendencia

de los descubrimientos ha sido hacia yacimientos de tipos de gas y de condensados de

gas .Mientras que los descubrimientos de petróleo predominan a profundidades menores

de 8.000 pies, los descubrimientos de yacimiento de gas y de condensado de gas

predominan a profundidades mayores de 10.000 pies. La disminución de descubrimientos

a profundidades mayores a 12.000 pies de debe al menor número de pozos perforados

por debajo de esta profundidad, y no a la ausencia de hidrocarburos.

Fig. 2.1 yacimientos a diferentes profundidades

BLOQUE DE LÍQUIDO CONDENSADO

Cuando se forman las primeras gotas de líquido, éste permanece inmóvil debido a fuerzas

capilares, es decir, la gota formada quedará atrapada en los poros; esto nos lleva al

estudio de la movilidad del líquido, que viene dado por la relación entre la permeabilidad

relativa y la viscosidad.

La saturación del condensado es mayor cerca del pozo, porque la presión es más baja, lo

que implica más condensación de líquido. La permeabilidad relativa al petróleo, Kro,

aumenta con la saturación. La reducción de la permeabilidad relativa al gas, Krg, cerca

del pozo, ilustra el efecto de la formación de bloque de líquido condensado, que no

permite el flujo del gas al pozo, es decir, al acumularse suficiente liquido en la vecindad

del pozo, el gas y el líquido compiten por la trayectoria de flujo, por la reducción de la

movilidad del gas, que ve obstruido su camino por el líquido, se forma el bloque de líquido

condensado

ZONA DE CONDENSACION RETROGRADA

Generalmente en yacimientos de gas condensado al caer la presión por debajo del valor

de la presión de rocío, el gas en el yacimiento empieza a transformarse en líquido,

formando una fase discontinua y no móvil, si la presión sigue disminuyendo el líquido que

se ha formado vuelve a su estado gaseoso; este fenómeno ocurre en fracciones de

segundos. En el diagrama que está en esta hoja podemos observar dicha zona en color

rojo.

Como la presión de un yacimiento cae al producir su contenido será necesario

implementar un método para mantener la presión del yacimiento mayor a la presión de

punto de roció, estos métodos generalmente son inyección de fluidos para mantener

estable la presión del sistema.

DIAGRAMA DE FASES DEL GAS CONDENSADO

INTERPRETACION DEL DIAGRAMA DE FASES DEL GAS CONDENSADO

En los puntos B y B1 existe una producción de gas retrogrado

En el punto B1 llegamos a la curva de la envolvente ósea en el punto de roció en

la cual existe la primera burbuja infinitesimal de petróleo en el gas

En el punto B1 hasta B2 al disminuir la presión se obtiene la condensación del

gas a solución de gas o forma liquido

En el punto B2 hasta B3 la solución de gas o liquido retrogrado queda atrapado en

los poros más pequeños de la roca (no alcanza saturación critica del líquido no

puede fluir hacia los poros).

Además en este punto a condiciones de separador la fase liquida formada vuelve

a llegar al punto de roció

METODOS PARA OBTENER MUESTRAS DEL FLUIDO DE GAS CONDENSADO EN

EL YACIMIENTO

Con equipo especial de muestreo que se baja dentro del pozo sujetado por un

cable de acero.

Tomando muestras de gas y petróleo a las mismas proporciones medido al tiempo

de muestreo; siempre y cuando en el primer pozo; al comienzo de las operaciones

de producción.

PROBLEMAS ASOCIADOS A LA EXPLOTACIÓN DE GAS CONDENSADO

Acumulación de líquidos en los pozos

La presencia de líquidos en los pozos de gas afecta negativamente las características de

Flujo de estos pozos. La presencia de estos líquidos proviene de la condensación de

hidrocarburos (condensado) o de agua producida en conjunto con el gas, en ambos

casos, la fase liquida de alta densidad debe ser transportada a superficie por el gas.

Si el gas no suministra la suficiente energía de transporte para levantar los líquidos estos

se acumulan en el fondo del pozo produciendo una formación lo cual afecta

negativamente la capacidad productiva de los mismos, lo cual en pozos de baja presión

de fondo los líquidos pueden matar al pozo

Inicialmente los pozos tienen presión y tasas de flujo elevadas que impiden la

acumulación de estos líquidos en el fondo, pero a medida que la presión de fondo

disminuye aumenta la producción de líquido, lo cual hace necesario ayudarlo de manera

artificial

Acumulación de líquidos en la formación

Unas de las características básicas de los yacimientos de gas condensado es la

formación de condensado retrogrado, cuando la presión de la mezcla de hidrocarburo cae

por debajo de la presión de roció durante el agotamiento isotérmico de presión presente

en el yacimiento inicial.

Desarrollo de un anillo de condensado

Un banco o anillo de condensado retrogrado crece alrededor de un pozo de gas

condensado cuando la presión de fondo fluyente cae por debajo de la presión de roció el

crecimiento de este anillo de condensado es debido a la declinación de presión

generando así una disminución de la productividad del pozo y por ende una pérdida de

componentes pesado en la superficie.

Este comportamiento es particularmente rápido en yacimientos de gas condensados ricos

o húmedos, donde poseen un punto cercano de roció.

MÉTODO DE BALANCE DE MATERIALES YACIMIENTO DE GÁS CONDENSADO

Este método toma en cuenta varios factores que en el método volumétrico no se conocían aun. Sin embargo este método solo se aplica para la totalidad del yacimiento, por la migración del gas de una parte a otra tanto en yacimientos volumétricos como aquellos con empuje hidrostático, el método de balance de materiales no es más que:

La aplicación de la ley de conservación de material ala producido de un fluido en el reservorio

Balance materiales en el yacimiento y la superficie La producción de fluidos se relaciona con la caída de presión

La ecuación de balance de materiales se usa para:

Determinación del petróleo original In situ y del gas original in situ Evaluar la cantidad de fluidos presentes en el reservorio a cualquier tiempo Determinar la inferencia de agua Cuantificar los diferentes tipos de impulsión del reservorio

DEFINICIÓN

La ley de Darcy determina el flujo de fluidos a través de medios porosos.

VARIABLES QUE INTERVIENEN EN LA LEY DE DARCY

Q: caudal

K: permeabilidad

A: área transversal al flujo

: viscosidad

dH: diferencial de potencia

dL: diferencial de la muestra

CONDICIONES DE VALIDEZ DE LA LEY DE DARCY

La ley es precisa siempre y cuando exista:

Fluido incompresible

Homogéneo y monofásico

Que no reaccione con el medio poroso

Viscoso

Flujo lineal, no turbulento

Isotérmico

Viscosidad independiente de la presión

Flujo que satura 100% el medio poroso

Medio homogéneo e isótropo DEDUCCIÓN

(a)

(b)

Reemplazando (b) en (a)

(c)

Aplicando la ecuación de la energía a los puntos A y B de la figura tenemos

Como:

Tenemos:

Por tanto

Además:

Entonces:

Reemplazando (e) en (d)

UNIDADES

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL

Integrantes :

Andrés Aldás Isabel Borja

Porosidad

Porosidad

La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca

Cuantitativamente, la porosidad es la relación del volumen de poros

y el volumen total (Bulk Volume)

Tipos de Porosidad

Absoluta:La porosidad absoluta es considera como el volumen poroso el total de poros estén o no interconectados.

Efectiva:La porosidad efectiva se refiere al porcentaje de poros interconectados que permiten la circulación de fluidos. O se considera como el volumen poroso solamente conectados entre si.

No Efectiva:Esta porosidad no efectiva representa la diferencia entre las porosidades anteriores, es decir, la porosidad absoluta y la efectiva

Según su origen y tiempo de deposición de las capas:

- Porosidad Primaria:

Es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la formación o denostación del estrato.

Los poros formados en esta forma son espacios vacíos entre granos individuales de sedimento.

Es propia de las rocas sedimentarias como las areniscas (Detríticas o Clásticas) y calizas oliticas (No-Detríticas), formándose empaques del tipo cúbico u ortorrómbico.

Porosidad Secundaria o Inducida:

Es aquella que se forma a posteriori, debido a un proceso geológico subsecuente a la denostación del material del estrato o capa. Esta porosidad puede ser:

.

Porosidad en disolución:

Disolución de material solidó soluble constitutivo de las rocas.

Porosidad por Fractura:

Originada en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo.

Porosidad por Dolomitizacion:

Proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas, que son mas porosas

Calidad de la roca en función a la porosidad

La calidad de la roca yacimiento puede ser determinada en función a la porosidad, como se observa

Muy buena > 20%Buena 15% – 20%Regular 10% – 15%Pobre 5% – 10%Muy pobre < 5%

Primario

• Esfericidad de las partículas y la angulosidad• Embalaje• Clasificación (granulometrías variables)

Secundaria (diagenética)

• Materiales conglomerantes• Esfuerzo de sobrecarga (compactación)• Tejido original, la mineralogía y la fracturación (esfuerzo regional)

Factores que afectan la porosidad

MEDICIÓN DE LA POROSIDAD EN EL LABORATORIO

Las técnicas de medición en el laboratorio

consisten en determinar dos de los tres parámetros

básicos de la roca (volumen total, volumen poroso

y volumen de los granos)

En la figura se puede apreciar como una muestra

de núcleo de diámetro pequeño es extraído del

núcleo o corona.

muestras de diámetro

pequeño (entre 25 – 40 mm)

Determinación del volumen total

El volumen total puede ser calculado por medición

directa de las dimensiones de la muestra utilizando

un vernier

Para muestras de volúmenes irregulares el

procedimiento utilizado usualmente consiste en la

determinación del volumen de fluido desplazado por

la muestra.

Determinación del volumen de los granos

En estos métodos se utilizan muestras consolidadas y se le extraen

los fluidos con un solvente que posteriormente se evapora.

Tomando la densidad del cuarzo (2.65 gr/cc)

como valor promedio de la densidad del grano, el

volumen de los granos puede ser determinado

con el peso de la muestra como se observa en la

ecuación. Este método se utiliza en trabajos que

no requieren gran exactitud.