UNIDAD 3: CONCEPTOS PETROFSICOS Y DEL COMPORTAMIENTO DE FASES

3.1 PETROFSICALa Petrofsica se encarga de caracterizarlas propiedades fsicas y texturales de las rocas, especialmente la distribucin de los poros, que sirven como depsitos para las acumulaciones de hidrocarburos, y que permiten considerarlas como posibles prospectos para la explotacin. Tambin caracteriza los fluidos contenidos en ellas, mediante la integracin del entorno geolgico, perfiles de pozos, anlisis de muestras de roca y sus fluidos e historias de produccin. Mediante la caracterizacin petrofsica de un yacimiento, se busca calcular con mayor precisin las reservas de hidrocarburos para evaluar la factibilidad econmica de un proyecto.En cuanto a los parmetros necesarios para llevar a cabo dicha evaluacin se encuentran la porosidad, la permeabilidad, la saturacin de fluidos(agua e hidrocarburos petrleo y/o gas), el volumen de arcillosidad, el espesor del yacimiento y su rea, la mineraloga de la formacin, la movilidad del petrleo y la distribucin del tamao de los granos.Adicionalmente, se tienen que considerar la geometra del yacimiento, la temperatura, presin y litologa, los cuales representan las caractersticas ms importantes en la evaluacin, completacin y produccin del yacimiento.

CONCEPTOS PETROFSICOS

PROPIEDADES DE LA ROCA

POROSIDAD

La porosidad se define como la relacin entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. Matemticamente:

Dnde:Vp = volumen poroso Vt = volumen total

De acuerdo a la interconexin del volumen poroso, la porosidad se define en porosidades absoluta, efectiva y no efectiva.

Clasificacin de la porosidad

Porosidad absoluta. Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca est o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosmetros comerciales

Porosidad efectiva. Es la que considera los espacios interconectados y que finalmente permitir que haya flujo de fluidos.

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

Geolgicamente la porosidad se clasifica en:

Porosidad primaria o intergranular. La cual se desarroll al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados. Rocas sedimentarias con este tipo de porosidad son: areniscas (detrticas o clsticas) y calizas (no detrticas).

Porosidad secundaria, inducida o vugular. Ocurre por un proceso geolgico o artificial subsiguiente a la depositacin de sedimentos. Puede ser debida a la solucin o fractura (artificial o natural) o cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita).

TIPOS DE ARREGLOS DE POROSIDAD.

Empaque Cbico:Es el arreglo de mnima compactacin y por lo tanto mxima porosidad. Los ejes entre las esferas forman entre si ngulos 90 grados.

Empaque ortorrmbico:las esferas se acomodan de manera que sus ejes formen ngulos entre si de 60 grados en plano y de 90 en otro plano.

Empaque Tetragonal Esfenoidal:En este tipo de empaque, los ejes de las esferas forman entre s en todas direcciones ngulos de 60.

Empaque Rombohedral:En este tipo de empaque por su configuracin es el arreglo de mxima compactacin.

Tipo de empaque. Idealmente se pueden formar los siguientes tipos de empaquetamientos los cuales tienen diferente valor de porosidad.

Cbico, porosidad 47.6 %

Romboedral, porosidad 25.9 %

Ortorrmbico, porosidad 39.54 %

Tetragonal esfenoidal, porosidad 30.91 %

PERMEABILIDAD:

La permeabilidad se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a travs de sus poros interconectados. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad.

Dnde:

K, permeabilidad intrnseca [L]. C, constante adimensional relacionada con la configuracin del fluido. d, dimetro promedio de los poros del material [L].

Tipos de permeabilidad Permeabilidad absoluta. Es aquella permeabilidad que se mide cuando un fluido satura 100% el espacio poroso. Normalmente, el fluido de prueba es aire o agua.

Permeabilidad efectiva. Es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presencia de otro u otros fluidos que saturan el medio poroso. La permeabilidad efectiva es funcin de la saturacin de fluidos, siempre las permeabilidades relativas son menores que la permeabilidad absoluta.

Permeabilidad relativa. Es la relacin existente entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. Esta medida es muy importante en ingeniera de yacimientos, ya que da una medida de la forma como un fluido se desplaza en el medio poroso. La sumatoria de las permeabilidades relativas es menor de 1.0. A la saturacin residal de crudo, Sor o a la saturacin de agua connota, Swc se tiene que kf kabs. Si un 2-3 % de fase no-mojante se introduce, esta se mete a los poros grandes y obstaculiza el flujo de la mojante (ver la seccin de curvas de permeabilidades relativas). Si los poros fueran iguales, no habra obstculos.

PRESIN CAPILAR

Es la diferencia de presin a travs de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso. Pc= Pnm - PmDnde:

Pc = Presin capilar. Pnm = Presin fase no mojante. Pm = Presin fase mojante.

SATURACIN Es el porcentaje del espacio poroso de una roca, ocupada por un fluido.

S= Vf/Vp

Dnde: S = Saturacin, Usualmente expresada en porcentaje. Vf = Volumen del fluido, cc. Vp = Volumen poroso, cc.

HUMECTABILIDAD

Se define como el ngulo de contacto que los fluidos forman en la superficie solida o superficie de la matriz. En el caso de las rocas y por sus caractersticas de composicin, existe la propensin a la humectabilidad al agua o al petrleo, lo cual, segn la saturacin y la presin capilar, afecta la tensin interfacita petrleo/agua y, por ende, el desplazamiento de crudos de diferentes densidades. Las condiciones de mojabilidad con respecto al ngulo son:

Mojante, 0 < < 70 Neutro, 70 < < 110 No mojante, 110 < < 180

RESISTIVIDAD DE LA FORMACION, Rt

Es la resistencia elctrica especfica de la formacin. Las unidades son: ohm-m2/m; es decir, el voltaje necesario para pasar un amperio a travs de un cubo de un metro de longitud y un metro cuadrado de superficie. La unidad prctica de resistividad es: ohm-m.

RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACION, RwEs la resistividad del agua contenida en el espacio poroso, cuyos iones son responsables de la conduccin de la electricidad en la formacin.CONDUCTIVIDAD, CEs el inverso de la resistividad. Las unidades son mho/m. La unidad prctica es el milimho. En trminos operacionales: C = 1000 / RtFACTOR DE FORMACION, FEs una funcin de la porosidad y de la geometra de poros. Se expresa como: F = (Ro / Rw) = - m En muchas formaciones se usa una relacin comn dada por: F = a -m.

EXPONENTE DE CEMENTACION, mAl graficar el factor de formacin, F, en funcin de la porosidad , en escala logartmica, una regresin lineal a travs de los puntos graficados define una lnea recta, cuya pendiente es m y cuyo intercepto en el eje de F para = 1, es la tortuosidad, a. Usualmente la regresin es forzada por el punto = F = 1.

INDICE DE RESISTIVIDAD, RIEs una funcin de la saturacin de agua y de la geometra de poros. Se expresa como: RI = (Rt / Ro) = Sw n

3.2 COMPORTAMIENTO DE FASES

Fase

Cuando hablamos de fase nos referimos a cualquier parte del sistema, homognea y fsicamente diferente al del sistema de estudio. Un ejemplo sencillo, hielo, agua lquida y vapor de agua, tres fvbffases distintas fsicamente, homogneas y claramente separadas.

Diagrama de fases

Un diagrama de fases es una representacin grfica de las condiciones de presin y temperatura en la que existen los slidos, lquidos y gases. Si construyramos un grfico presin-temperatura en donde cada punto del grfico representara una condicin determinada de p y t representaramos una situacin en la que puede encontrarse cada una de las sustancias en su estado fsico. A bajas temperaturas y alta presiones es de esperar que los tomos se dispongan de una manera ordena (slidos), a temperaturas altas y bajas presiones (gases) y temperaturas y presiones intermedias (lquidos).

A continuacin el diagrama de fases del agua.

Para los hidrocarburos se han clasificado los yacimientos de acuerdo a un diagrama de fases (Composicin). Los yacimientos suelen clasificarse por las condiciones de temperatura y presin inciales respecto a la regin gas-petrleo (dos fases), en estos diagramas se relacionan temperatura y presin.

Diagrama de fases para los fluidos en el yacimiento

Existen varios trminos importantes a destacar en el grfico mostrado que son:

Punto de Burbujeo (Pb):es la presin mnima en la cual estando en fase liquida se forma la primera burbuja de gas.

Punto de roco (Pr):es la presin mnima en la cual estando en fase gaseosa se forma la primera gota de lquido.

Curva de Burbujeo:son los puntos de fase liquida en los cuales aparece la primera burbuja de gas.

Curva de roco:son los puntos en la fase gaseosa en los cuales aparece la primera gota de lquido.

Punto cricondembrico (Pcdb):es la presin mxima en la cual coexiste gas y lquido

Punto Cridondentrmico (Tcdet):mxima temperatura en la cual coexiste la fase lquida y gaseosa.

Zona de condensacin retrograda:puede definirse como, la condensacin de lquido durante la expansin de gas a temperatura constante o la condensacin de lquido durante calentamiento de gas a presin constante.Punto Crtico: es el punto en el cual convergen las curvas de roco y de burbujeo

Tcnicamente se han defino en forma General Dos tipos de yacimientos con sus respectivos subgrupos.

1.-Yacimiento de gas

1.1.-Gas Seco.

1.2.-Gas Hmedo.

1.3.-Gas condensado.

2.-Yacimiento de Petrleo

2.1.- Petrleo Voltil.

2.2.- Petrleo pesado.

Independientemente de esta clasificacin, se han descubierto yacimientos que contienen todos los diferentes tipos de hidrocarburos y algunas veces varios de otros compuestos en casi todas las proporciones conocibles. Adems como las temperaturas y presiones varan con la profundidad, en yacimientos muy grandes es considerable la modificacin de estos factores. Debido a estas caracterices no existen definiciones precisas a la hora de clasificar un yacimiento en especfico, sino que se recuren a trminos muy generales.

La siguiente tabla muestra las composiciones molares y algunas propiedades adicionales de cinco fluidos monofsicos de yacimientos.

Desde un punto de vista ms tcnico, los diferentes tipos de yacimientos deben clasificarse de acuerdo con la localizacin de la temperatura y la presin inciales a las que se encuentra el yacimiento, como ya vimos anteriormente existe un diagrama de fases para hidrocarburos que relaciona la presin y temperatura para los fluidos en un yacimiento. En forma general podemos encontrar diferentes diagramas de fases para cada tipo de yacimiento y que a su vez estos diagramas pueden variar con la disminucin de presin en el yacimiento.

Yacimientos de gas

Diagrama de fases para yacimientos de gas Seco.

Los yacimientos de gas seco tienden a tener una temperatura mayor a la temperatura del punto Cridondentrmico, La mezcla de hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa en el yacimiento y hasta la superficie independientemente de la reduccin de la presin, la composicin de hidrocarburos presente en el yacimiento es mayoritariamente gas metano (C1)>90%, en este tipo de yacimientos no se observa condensacin retrograda debido a que siempre nos mantenemos fuera de la curva de roco.

Diagrama de fases para yacimiento de gas Hmedo

Los yacimientos de gas Hmedo tienen una temperatura mayor a la temperatura de Punto Cridondentrmico, con la reduccin de la presin en el yacimiento podemos atravesar la curva de roco y obtendremos liquido de muy alta gravedad API en nuestro yacimiento, tambin en superficie obtendremos una mezcla de hidrocarburos lquidos y gaseosos, los compuestos que forman estas mezclan tienen un mayor componentes intermedios que los yacimientos de gas seco, el lquido producido en estos yacimientos generalmente es incoloro , con una gravedad API mayor a 60.

Diagrama de fases para los yacimientos de gas Condensado

La temperatura en la que se encuentra el yacimiento est entre la temperatura Crtica y la temperatura Cridondentrmica, en condiciones inciales del yacimiento podemos encontrar el hidrocarburo en fase gaseosa, al disminuir la presin y atravesar la curva de roco por condensacin del gas encontramos lquido en nuestra produccin y tambin en el yacimiento. El lquido producido tiende a ser incoloro, amarrillo y se ha reportado en algunos casos negro, con una gravedad API entre 40 y 60.El comportamiento de estos yacimiento es particular debido q cuando bajamos la presin isotrmicamente y al estar por debajo del punto de roco produciremos lquido y gas en cierta proporcin inicial, al continuar disminuyendo la presin la proporcin de lquido aumentara con respecto a la de gas encontrada originalmente, pero, se llegar a una condicin de presin en el yacimiento en la cual la saturacin de lquido ser mxima y desde ese punto en adelante comenzar a disminuir el lquido producido.

Yacimientos de petrleo

Diagrama de fases para los Yacimiento de petrleo de voltil.

Los yacimientos de petrleo voltil o cuasiCrtico se encuentran a una temperatura ligeramente menor a la temperatura del punto crtico, la mezcla de hidrocarburos en el estado inicial se encuentra cerca del punto crtico, con una pequea disminucin de presin podemos atravesar la curva de burbuja y comenzar a liberar el gas que se encuentra disuelto en petrleo, este tipo de yacimientos al disminuir poco la presin generan excesiva liberacin de gas, lo que causa un agotamiento acelerado del crudo, el crudo producido posee una gravedad API mayor a 40 con un color amarillo oscuro a negro.

Diagrama de fases para los Yacimientos de petrleo negro

Estos yacimientos presentan una temperatura mucho menor a la temperatura crtica, tienen un mayor contenido de compuestos pesados (C7+) mayor al 40%, generalmente se debe disminuir mucho la presin para encontrar una produccin de gas considerable en este tipo de yacimientos, el crudo producido tiene un color de verde oscuro a negro con una gravedad inferior al 40%.

Una vez definidos los diagramas de fases de los yacimientos existes ciertos parmetros que relacionan el volumen de hidrocarburos en el yacimiento y superficie a una determina presin y temperatura. Estos parmetros de volumen presin y temperatura (PVT) son:

1.-Factor volumtrico de formacin del petrleo (o).

2.-Factor volumtrico de formacin del gas (g).

3.-Factor volumtrico de formacin total (t).

4.-Relacion gas-petrleo en solucin (Rs).

5.- Relacin gas-petrleo en produccin (Rp).