UNIVERSIDAD DEL ZULIAFACULTAD DE INGENIERIA ESCUELA DE PETROLEOUNIDAD CURRICULAR: INGA. DE YACIMIENTOS IPROFA. VARINIA MARCANO

UNIDAD IIntroduccin al estudio de Ingeniera de Yacimientos1.- Ingeniera de Yacimientos: Es aquella ciencia y aquel arte que permite el control y el pronstico del comportamiento de un yacimiento durante su vida productiva. Es ciencia porque tiene una amplia base cientfica, pero es ms arteporque en la prctica, la mayora de datos, fenmenos y sntomas del yacimiento pueden ser interpretados lgicamente en varias formas. Objetivos finales de la ingeniera de yacimientos: Estimar las reservas o volmenes de crudo recuperables. Predecir el comportamiento del yacimiento. 2.- Yacimientos de hidrocarburos: Es una estructura porosa y permeable que contiene hidrocarburos en cantidades comercialmente explotables. Condiciones geolgicas necesarias para la formacin de un yacimiento: Roca madre. Migracin. Roca reservorio. Roca sello. Trampa.

Clasificacin de los yacimientos: Segn el criterio geolgico: Estratigrficos Lentes de arena, cambios de facies, Calizas o dolomitas porosas, Cambios de permeabilidad, discordancias, etc. Estructurales Fractura en calizas, fallas, anticlinales, sinclinales, domos, etc.

Segn el estado de los fluidos: a.- Petrleo negro: Saturados o subsaturadosb. -Condensado de gasc.- Gas

Segn el mecanismo de produccin natural: a.- Expansin de roca y fluido.b.- Gas en solucin.c.- Gravedad.d.- Capa de gas.e.- empuje hidrulico. 3.- Declinacin de yacimientos: Es la disminucin de capacidad de produccin de un pozo o grupo de pozos en el tiempo. Los yacimientos declinan cuando se alteran las condiciones originales de presin y movilidad de los fluidos. En teora La capacidad de producir es directamente proporcional a la energa del yacimiento y a la movilidad de los fluidos en la vecindad del pozo. La siguiente figura muestra la declinacin de los yacimientos segn los diferentes Mecanismos de Produccin:

UNIDAD 2

Caractersticas y Propiedades Fsicas de rocas de yacimiento

Breve discusin de porosidad y factores que la afectan.

Porosidad: se refiere a la medida del espacio existente entre grano y grano, y es la capacidad que tiene una roca de almacenar fluidos, se define como la relacin entre el volumen poroso y el volumen total de la roca.

Matemticamente est expresada mediante la siguiente ecuacin:

Donde: = Porosidad Vp = Volumen poroso Vt = Volumen total Vg= Volumen de granos Se entiende por volumen poroso, al volumen total menos el volumen de granos o slidos contenidos en la roca. La porosidad puede expresarse en fraccin o porcentaje, aunque el trmino porcentaje es ms comnmente usado. Se reconocen dos tipos de porosidad: porosidad absoluta o total, en esta estimacin se considera el volumen total de poros, estn o no interconectados; y porosidad efectiva, en la cual slo se consideran los poros interconectados para el clculo del volumen poroso. La diferencia entre ambas se denomina porosidad no efectiva. En el laboratorio se determina la porosidad efectiva por ser esta en realidad la que interesa para las estimaciones de petrleo y gas en un yacimiento.

Factores que afectan la Porosidad. Tipo de Empaque: Es un sistema idealizado que supone granos perfectamente esfricos y de igual dimetro, presentan cuatro tipos definidos de empaques pero con diferentes valores de porosidad.

* Rmbico o Cbico = 47,6% * Ortorrmbico = 39,5% * Tetragonal = 30,2% * Rombohedral = 25,9%

Material Cementante: Formado por el cemento que une los granos entre s. Este material ligante puede ser transportado en solucin cuando los sedimentos estaban ya depositados, otras veces es producto de la disolucin de los mismos sedimentos, o bien puede ocurrir que este material sea incluido mecnicamente entre los poros de la roca. Los materiales cementantes ms comunes son el slice, el carbonato de calcio y la arcilla. De las caractersticas de este material cementante depender la firmeza y compactacin de la roca sedimentaria, su contenido en mayor o menor grado le dar solidez a dicha roca e incrementar o disminuir la porosidad. En circunstancia es importante tenerla en cuenta a la hora de hacer los anlisis de ncleos para decidir sobre la mejor tcnica en el muestreo. Para el ingeniero de yacimientos es tambin de suma importancia conocer el grado de consolidacin de la roca para decidir el tiempo de completacin mecnica para cada pozo productor.

Presin de las Capas Suprayacentes: Esta es la ejercida por la disposicin de las capas en condiciones de fondo y por efecto de la presin de sobrecarga se origina una disminucin de la porosidad a causa de este fenmeno.

Medidas de Porosidad: La porosidad puede medirse de las siguientes formas: Haciendo uso de perfiles elctricos. Midindola directamente en ncleos extrados de los pozos.

El primer tipo de medida se realiza mediante registros elctricos de porosidad, tales como: el neutrnico, snico y densidad de formacin. En el segundo caso, se mide la porosidad sobre ncleos en el laboratorio empleando diferentes mtodos: *Mtodo de Saturacin de Barnes. *Porosmetro de Washburn Bunting. *Mtodo de Melcher Nutting. *Porosmetro de expansin de Bureau of Mines. *Mtodo de Russell. * Porosmetro de Ruska. * Mtodo de la Retorta. * Porosmetro de Boyle.

Las medidas de laboratorio permiten obtener la porosidad, midiendo el volumen de los poros y midiendo el volumen de los granos:

Valores promedios de porosidad. Como es lgico suponer, las medidas de porosidad realizadas en los yacimientos sern ligeramente diferentes unas a otras, porque son tomadas en diferentes puntos del medio poroso y usando diferentes tcnicas (anlisis de ncleos, registros elctricos). Para realizar algunos clculos de ingeniera, es necesario asignar un valor de porosidad a todo el yacimiento que represente el promedio de todos los valores disponibles de porosidad. Existen diferentes formas para calcular dichos promedios, entre ellos estn los siguientes:

Promedio Aritmtico: Cuyo clculo depende nicamente del nmero de datos disponibles de porosidad.

- Promedios Ponderados: 1.- Ponderados por Espesor: aplicado en caso de tener diferentes valores de porosidad en diferentes capas de arena de espesores conocidos, o bien para varios valores de porosidad tomadas en diferentes pozos del yacimiento, cuyo espesor de arena neta petrolfera es conocido.

2.- Ponderado por rea: en cuyo promedio se toma en cuenta al rea de drenaje de cada pozo del yacimiento.

3.- Ponderado por Volumen: el cual arroja un valor de porosidad de mayor confiabilidad, ya que toma en cuenta el volumen de las capas que conforman el yacimiento.

4.- Promedio Estadstico: El cual se basa en la distribucin estadstica de los diferentes valores de porosidad en el yacimiento. La porosidad puede determinarse de grficos de frecuencia acumulada o bien calculando la media. Los datos del rea de drenaje, espesores y volmenes de roca son calculados fcilmente, con los datos aportados por los registros de pozos y las diferentes correlaciones geolgicas, se construyen mapas estructurales y mapas ispacos y planimetrando dichos mapas, es posible determinar las variables necesarias para el clculo de los promedios ponderados y finalmente estimar el volumen de hidrocarburos contenidos en el yacimiento. Permeabilidad: es una medida de la facilidad con que un fluido puede desplazarse en una formacin, mediante un gradiente de presin. La permeabilidad se define matemticamente de la siguiente manera:

Unidades de medicin: La unidad de permeabilidad es el darcy. Un darcy es la permeabilidad que permitir el flujo de un centmetro cbico por segundo de un lquido con una viscosidad de un centipoise a travs de un rea transversal de un centmetro cuadrado bajo un gradiente de presin de una atmsfera por centmetro. El darcy es una unidad muy grande, por lo que, en la prctica, se emplea comnmente en milidarcy. De acuerdo a la fase de almacenamiento en el medio poroso, la permeabilidad de puede clasificar en tres tipos: Permeabilidad absoluta: Se refiere la permeabilidad del medio poroso a un fluido cuando este satura 100% a este medio. Permeabilidad efectiva: Se refiere a la permeabilidad del medio poroso a un determinado fluido en presencia de otros fluidos en el medio. Permeabilidad relativa: es la relacin entre la permeabilidad efectiva a determinado fluido y la permeabilidad absoluta.

Cuando dos o ms lquidos inmiscibles (por ejemplo, agua y petrleo) estn presentes en la formacin, sus flujos se interfieren mutuamente. Por lo tanto se reduce la permeabilidad efectiva para el flujo de petrleo (ko) o para el flujo de agua (kw). Adems, la suma de permeabilidades efectivas es siempre menor o igual que la permeabilidad absoluta (k). Las permeabilidades efectivas dependen no slo de la roca en s, sino tambin de las cantidades relativas y propiedades de los diferentes fluidos en los poros. En una roca determinada, ko y kw se modificaran de acuerdo con la variacin de las saturaciones de petrleo y agua (So y Sw).Las permeabilidades relativas son las relaciones entre las permeabilidades efectivas y la permeabilidad absoluta (un solo lquido homogneo). As, para un sistema de agua petrleo, la permeabilidad relativa al agua (krw), es igual a kw / k de igual forma, la permeabilidad relativa al petrleo (kro), es igual a ko / k puede observarse que las permeabilidades relativas se expresan generalmente en porcentaje o fracciones.

Permeabilidad absoluta promedio 1.- Lineal o radial (Capas en paralelo):

2.- Lineal (Capas en serie):

3. Radial (Capas en serie):

LEY DE DARCY Y SUS APLICACIONES

1.- Flujo continuo horizontal de una sola fase de un fluido incompresible (Liquido):

Lineal: q = 1.127 * K * A * P * LP = P1 P2 (Flujo de 1 a 2)

Radial: q = 7.07 * K * h * P * Ln(r2 / r1)P = P2 P1 (Flujo de 2 a 1)

2.- Flujo continuo Horizontal de una sola fase de un fluido compresible (Gases):

Lineal:q = 6.33 * K * A * P * P * L * P2P = P1 P2 (Flujo de 1 a 2)

Radial:q = 39.6 * K * h * P * P * P1 * Ln(r2 / r1)

P = P2 P1 (Flujo de 2 a 1)

3.- Flujo Continuo horizontal de varias fases:Lineal:q = 1.127 * KL * A * P L * L (Agua o petrleo)

P = P1 P2 (Flujo de 1 a 2)

(Gas)

q = 6.33 * K g* A * P * P g* L * P2

qt = qw + qo +qg

Radial: (Agua o petrleo) q = 7.07 * KL * h * P L * Ln(r2 / r1)

P = P2 P1 (Flujo de 2 a 1)

(Gas) q = 39.6 * Kg * h * P * P g * P1 * Ln(r2 / r1)

4.- Flujo continuo horizontal en yacimientos con alto buzamiento de una fase de un fluido incompresible:Lineal:q = 1.127 * KL * A * L * L

1= P12= P2 + GF* Z= 1 2; Si el flujo es de 1 a 2

Radial 1= P12= P2 + GF* Z

q = 7.07 * KL * h * L * Ln(r2 / r1)

= 2 1

5.- Flujo continuo en yacimientos con alto buzamiento de una fase de un fluido compresible (Gases):

Lineal

q = 6.33 * K g* A * * g* L * 2

Radial1= P12= P2 + GF* Z

= 2 1q = 39.6 * Kg * h * * g * 1 * Ln(r2 / r1)

6.- Flujo continuo en yacimientos con alto buzamiento de varias fases:

1= P12= P2 + GF* Z= 1 2q = 6.33 * K g* A * * g* L * 2(Gas) q = 1.127 * KL * A * L * L(Agua o petrleo) Lineal

Radial

(Agua o petrleo) 1= P12= P2 + GF* Z= 2 1 q = 39.6 * Kg * h * * g * 1 * Ln(r2 / r1) (Gas)

q = 7.07 * KL * h * L * Ln(r2 / r1)

qL = Tasa de un fluido lquido; (Bls/dia) K = Permeabilidad absoluta del yacimiento; (Darcy)A = Area seccional al flujo; (Pies) Pi = Presin en un punto del yacimiento; (Lpc) = Viscosidad; (Cps)L = Longitud del flujo entre 2 puntos; (Pies) ri = Radio de drenaje de un punto del yacimiento; (Pies) P = Presin promedio entre 2 puntos del yacimiento; (Lpc) KL = Permeabilidad efectiva al liquido; (Darcy) h = Espesor de un estrato; (Pies) Z = Altura entre dos puntos de un yacimiento con alto buzamiento; (Pies) GF = Gradiente de un fluido; (Lpc/pie) i = Potencial en un punto del yacimiento; (Lpc) = Potencial promedio entre 2 puntos del yacimiento; (Lpc)

PROPIEDADES FSICAS DE ROCAS SATURADAS CON DOS O MS FLUIDOS

Saturacin: Se define como la fraccin del volumen poroso del yacimiento ocupado por un determinado fluido. La saturacin se ve afectada por las condiciones del yacimiento, as como por lo fluidos presentes en el mismo (petrleo, agua y gas). La saturacin de un fluido puede obtenerse matemticamente a travs de las siguientes ecuaciones:

En el medio poroso se cumplir la siguiente relacin: Sw + So + Sg = 1%Sw + %So + %Sg = 100%

Tipos de saturacin: a) Saturacin Absoluta: Cuando el volumen poroso lo ocupa un solo fluido. b) Saturacin parcial: Cuando hay ms de un fluido presente en el yacimiento. c) Saturacin crtica: Es el valor mnimo de un fluido dentro de un yacimiento.

Presin capilar: Es una medida de la capacidad que tiene una roca de retener cierta cantidad de fluidos cuando estos son extrados de la misma, esta medicin es directamente proporcional a la diferencia de presin a travs de dos puntos situados muy cera, y a ambos lados de la interfase entre 2 lquidos inmiscibles en equilibrio dentro de capilares. La evidencia ms comn de la existencia de los fenmenos capilares, es la que se observa al colocar un tubo capilar en un recipiente con agua y ver como el agua sube en el capilar, hasta alcanzar el equilibrio. Esto es bastante similar a lo que ocurre en el yacimiento, si se considera los canales porosos como tubos capilares de diferentes dimetros, distribuidos irregularmente a travs del yacimiento y conteniendo tres fluidos inmiscibles: agua, petrleo y gas. Considerando el medio poroso como empaque de tubos capilares, la presin capilar puede definirse de la siguiente forma:

Donde: = Tensin interfacial (dinas/cm) Pc = Presin capilar (dinas/cm2) = ngulo de contacto r = Radio promedio de los poros

Tensin superficial: Representa la presin ejercida en la superficie de un lquido, el cual est en contacto con su vapor, como resultado de propiedades moleculares que se dan en dicha superficie. Esta presin causa la contraccin de la superficie liquida expuesta al gas.

Tensin interfacial: Representa la presin ejercida en la interfase de 2 lquidos inmiscibles, como resultado tambin de propiedades moleculares que se dan en dicha interfase. Esta presin causa tambin la contraccin de la lnea interfacial presente entre dos lquidos.

Humectabilidad: Es la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie slida, en presencia de otros fluidos inmiscibles tratando de ocupar la mayor rea de contacto posible con dicho slido. Esta tensin de adhesin ocurre cuando existe ms de un fluido saturando el yacimiento y es funcin de la tensin interfacial. Mediante el ngulo de contacto formado por la interfase de dos fluidos inmiscibles con la superficie de la roca, puede medirse indirectamente la humectabilidad o mojabilidad de la roca. Para valores de < 90 la roca esta preferentemente mojada o humectada por agua. Para valores de > 90 la roca esta preferentemente mojada o humectada por petrleo. Para valores de cercanos a 90 la roca presenta igual preferencia de humectabilidad con los dos fluidos.

Relacin entre presin capilar y saturacin de la fase mojante

La relacin entre Pc y Sw posee dos caractersticas importantes: 1) Existe un valor de Sw el cual es prcticamente imposible de reducir, an aumentando la presin capilar indefinidamente. Este valor se denomina saturacin irreducible de la fase mojante (Swi), y representa la cantidad de flujo mojante que queda entre los poros ms pequeos del medio poroso . Esta saturacin es imposible de reducir, pues ella es directamente proporcional al radio de la interfase y para valores pequeos de dicho radio, la Pc requerida es sumamente alta. 2) A la saturacin de agua=100% se requiere un cierto valor de presin capilar para iniciar el proceso de saturacin. Este valor mnimo de presin capilar se denomina Presin de Desplazamiento y es la presin requerida para hacer que la fase no-mojante entre en los capilares de mayor dimetro. Otra caracterstica derivada de sta es cuando existen dos fases en el medio poroso, la fase mojante estar ocupando los poros de menor dimetro y la no- mojante los de mayor dimetro. Proceso de saturacin de la fase mojante: este proceso va referido a la forma como varia la saturacin de la fase mojante en el medio poroso. Si esta va AUMENTANDO el proceso de denomina IMBIBICIN, si va DISMINUYENDO, el proceso de denomina DRENAJE

Distribucin y movimiento de fluidos a travs del medio poroso

Se ha comprobado que la fase mojante ocupa los espacios ms pequeos El petrleo se encuentra en los capilares ms grandes Estudios microscpicos lo han demostrado El petrleo residual queda atrapado en los espacios porosos ms grandes

Hidrfilos: ngulo de contacto < 90. Mojados preferencialmente por agua. El agua se desplaza por los canales de flujo pequeos. El petrleo se desplaza por los canales ms grandes. Abarca la mayora de los yacimientos petrolferos.

Olefilos: ngulo de contacto mayor de 90. Mojados preferencialmente por petrleo. El petrleo se desplaza por los canales ms pequeos, el agua por los ms grandes. Pocos yacimientos son olefilos. Ricos en compuestos polares como cidos y bases orgnicas existentes en los asfaltenos.

No hay yacimientos Gasfilos.

DETERMINACIN DE LAS CURVAS DE PRESIN CAPILAR PROMEDIO

1.- Se determinan en el laboratorio las presiones capilares de los ncleos (Pcl Vs. Sw) y las interfaciales (Tif) a condiciones de laboratorio y yacimiento. 2.- Se determina para cada ncleo las presiones capilares convertidas a valores de yacimiento:

3.- Se determina para cada ncleo la funcin de correlacin de Leverett, a travs de la siguiente ecuacin:

4.- Se grafican J(Sw) Vs. Sw para cada ncleo y se obtiene luego una curva promedio; J prom Vs. Sw, trazndose la curva que mejor se ajuste a todos los datos. 5.- Se obtienen los valores de porosidad y permeabilidad promedio. 6.- De la curva J prom Vs. Sw, toman varios puntos. 7.- Se obtiene Pc prom con la siguiente ecuacin:

8.- Se grfica Pc prom Vs. Sw, obtenindose de esta forma la curva de presin capilar promedio

Definiciones sobre distribucin de fluidos

1.- Saturacin de petrleo residual: es la fraccin de petrleo que queda en la roca despus de aplicar todas las tcnicas de recobro posible. 2.- Agua intersticial o connata: Es aquella que esta presente en cualquier punto de todo yacimiento de hidrocarburos. Esta agua rodea a los granos y llena los pequeos poros. En general, los hidrocarburos ocupan la parte central de los poros grandes y las grietas. 3.- Contacto Agua-Petrleo Inicial (CAP): Profundidad por encima de la cual se encuentra el petrleo. En l, la presin capilar es llamada presin de desplazamiento, ya que con esta se empieza a desplazar el agua del yacimiento. 4.- Petrleo Irreducible: Saturacin a la cual el petrleo llega a ser inmvil al ser desplazado por otro fluido. 5.- Contacto Agua petrleo de produccin: Profundidad en el asiento por encima de la cual el petrleo es mvil, y en consecuencia debajo de este solo se produce agua. 6.- Zona de transicin Petrleo-agua: est comprendida entre el contacto agua-petrleo inicial y la profundidad por encima de la cual el agua connata es igual a la saturacin irreducible de agua. 7.- Contacto gas-petrleo (CGP): Profundidad en el yacimiento por encima de la cual se encuentra gas libre y por debajo del cual petrleo libre. La zona de transicin gas-petrleo es por lo general de muy poca extensin vertical y por ello no se toma en cuenta, esto es debido a la gran diferencia de densidades entre el gas y el petrleo.

PASOS PARA LA DISTRIBUCIN DE SATURACIONES DE FLUIDOS EN UN YACIMIENTO

1.- De registros elctricos o de anlisis de ncleos obtenemos: CAP, CGP y tope/base del yacimiento. 2.- Calcular los valores de presin capilar a condiciones de yacimiento [Pct (Y)], para cada una de las muestras, mediante la siguiente ecuacin:

3.- Determinar la distancia del contacto agua-petrleo al nivel de agua libre (hpct), mediante la siguiente ecuacin:

4.- Calcular el nivel de agua libre (NAL)

5.- Para c/u de las muestras se obtiene su altura capilar correspondiente (hc), con la siguiente ecuacin:

6.- Se realiza un grfico de Prof. del yacimiento Vs. Sw.