Tema 1 Reservorio Ii.docx

Ingeniería de Reservorio II

TEMA 1. MOVIMIENTO DE FLUIDO EN MEDIO POROSO

DEFINICIONES PREVIAS. PROPIEDADES PETROFISICAS. El estudio de las propiedades de las rocas y su relación con los fluidos que contienen en estado estático o de flujo se denomina petrofísica; las de mayor importancia son: La porosidad, permeabilidad y saturación de los fluidos. POROSIDAD. Es una medida de los espacios vacíos de la roca que no están ocupados por los fragmentos sólidos, se define como una fracción del volumen bruto total de la roca que no está ocupado por sólidos.



VOL. _ BRUTO  VOL. _ OCUPADO _ POR _ SOLIDOS  * 100 VOL. _ BRUTO _ TOTAL

 = Porosidad en Porcentaje (%) También se podría definir a la porosidad como el espacio libre disponible para almacenar fluidos o sea es la relación de volumen de huecos sobre el volumen total de la roca. Debido a la sedimentación con que se fue formando la roca en millones de años, varios de sus espacios internos quedaron aislados del resto, mientras que otros se mantuvieron interconectados. Este aspecto da origen a dos clases de porosidad: Porosidad absoluta = Total espacios porosos / Volumen bruto total Porosidad efectiva = Espacio poral interconectado / Volumen bruto total Para los cálculos de la Ingeniería que establecen el volumen de hidrocarburos que pueden fluir, se considera la porosidad de los poros interconectados o sea la Porosidad Efectiva. Así mismo desde un punto de vista geológico o sea en el origen de la deposición se tendría: Porosidad Primaria u original que se forma en el momento de la deposición de la roca misma y Porosidad Secundaria que se forma por procesos inducidos o posteriores de origen químico – geológico (fracturas, cavernas por disolución de calizas, etc.). PERMEABILIDAD. Es una medida de la facilidad de flujo de un fluido a través de un medio poroso. H. Darcy desarrolló una ecuación que se convirtió en una de las principales herramientas matemáticas del ingeniero petrolero. K DP V  * U DL 1

Ingeniería de Reservorio II

Donde: V K U (DP / DL)

= = = =

Velocidad aparente del flujo de fluido (cm /segundo) Factor de proporcionalidad ó permeabilidad ( darcies ) Viscosidad del fluido (centipoises) Pérdida de presión por distancia (atmósferas / cm)

Y como el caudal Q es igual a Velocidad * Área Se tiene sustituyendo: Q

K DP A U DL

Donde: A = Sección o área seccional por donde cruza el fluido (cm2 ) 3 Q = Caudal de flujo cm / seg





SATURACION DE FLUIDOS. De acuerdo a la historia de formación de los yacimientos petroleros se establece que los poros de la roca fueron inicialmente llenados con agua, dado el origen marino de las “Formaciones de Rocas Madres”. El petróleo y gas se fue moviendo posteriormente a estas “trampas” desplazando el agua a una mínima saturación residual. Al descubrir un yacimiento se suele encontrar comúnmente una distribución estática de fluidos como ser: de Gas – Petróleo y Agua en todo el yacimiento llegando a definir el término de “saturación de fluidos”; que usa como una fracción ó porcentaje del espacio total de poros ocupado por un fluido determinado, o sea: So 

VOLUMEN _ DE _ PETROLEO * 100 VOLUMEN _ TOTAL _ DE _ POROS

So = Saturación de petróleo en porcentaje (%) Por las mismas razones de origen, se tendrá que en todo yacimiento y mejor definido, en cada poro hay una saturación de agua que no puede extraerse ni reducirse. Es la capa de agua que rodea a cada grano de roca y constituye el agua irreducible, intersticial ó connata (Swi , Swc). CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS. Existen diversas formas para clasificar a los yacimientos de hidrocarburos: A) De acuerdo al tipo y características de la Roca – Reservorio: - Areniscas: (Formadas mayormente por sedimentación) - Calizas: (Formadas por acumulación de calcitas o dolomitas) 2

Ingeniería de Reservorio II

B) De acuerdo al tipo de trampas: - Estructural: (Anticlinal, plegamiento, etc,) formado por plegamientos, movimientos, fallas,) - Estratigráfico: (Formado por canales, barreras, arrecifes, discordancias, cambios de facie). C) De acuerdo al tipo de fluido almacenado: - De petróleo y gas disuelto. - De petróleo, gas disuelto y gas libre. - De gas. - De condensado. D) De acuerdo al tipo de presión original: - Yacimientos sobre saturados: Donde la presión del yacimiento es menor que la presión de saturación. (Existe casquete de gas libre). - Yacimientos bajo saturados: donde la presión original es mayor que la presión de saturación (sólo hay gas disuelto). - Yacimientos saturados: donde la presión original es igual a la presión de saturación. E) De acuerdo al tipo de empuje ó energía: - Yacimientos de empuje por Gas en Solución. - Yacimientos de empuje por Gas Libre. - Yacimientos de empuje por Agua. - Yacimientos de empuje por Segregación Gravitacional.

CLASIFICACION DE RESERVORIOS. EL RESERVORIO. La roca reservorio ó el reservorio es la formación rocosa capaz de contener gas, petróleo y agua. Para ser productora comercialmente debe tener suficiente espesor y extensión de área con una buena porosidad y permeabilidad en toda la roca. Asimismo, las condiciones de presión y densidad del fluido existente deben ser adecuadas para permitir su explotación a través de pozos que atraviesen esta roca reservorio. RESERVORIO PETROLIFERO. Es aquel que contiene gas, petróleo y agua en proporciones variables entrampado en las cavidades porosas de la roca; estas cavidades están interconectadas lo cual facilita el flujo ó movimiento de los fluidos La energía de estos reservorios puede deberse a la alta presión de almacenaje del líquido gas o agua, lo cual permite su explotación con diferentes caudales y presiones en superficie por medio de los pozos perforados en el área El petróleo ó aceite, cuya densidad es menor a la del agua y no se mezcla con ella, de tal forma que en cada reservorio de acuerdo a las densidades se distribuyen el gas en la parte superior, el 3

Ingeniería de Reservorio II

petróleo en la parte media y el agua en la parte inferior. Asimismo, normalmente la parte líquida tiene gas en solución. RESERVORIO GASIFERO. El gas natural está siempre asociado con el petróleo producido de un reservorio y energía proveniente del gas almacenado bajo presión es probablemente el mejor sistema ó ayuda para extraer el petróleo de los reservorios. El gas está asociado con el petróleo y agua en dos formas principales en el reservorio: Como gas en solución y como gas libre en casquetes de gas ó en reservorios totalmente gasíferos. En condiciones adecuadas de presión y temperatura tales como, por ejemplo: altas presiones y bajas temperaturas se da lugar a mantener el gas en solución estable en petróleo y al explotar estos reservorios en superficie el gas se desprende del petróleo pudiendo ser así mismo aprovechado o quemado. La composición del gas está conformada mayormente por metano en el orden de 90% el resto del compuesto son el etano, propano y otros elementos más pesados. RESERVORIO DE CONDENSADO. El condensado es un hidrocarburo que en el yacimiento se encuentra en estado gaseoso en cuya composición aún predomina un alto porcentaje de metano (alrededor de 70 – 80 %); pero las cantidades relativas de los componentes más pesados son mayores que en el caso del gas seco. Al iniciar la explotación de este hidrocarburo, por las variaciones de presión y temperatura, en superficie el hidrocarburo adopta estado líquido y en el reservorio gradual se produce el fenómeno de la CONDENSACION RETROGRADA o sea la formación de condensado líquido por la gradual reducción de la presión del yacimiento. CONCEPTOS BASICOS SOBRE RESERVAS. RESERVAS DE HIDROCARBUROS. Para que exista una reserva de hidrocarburos en el subsuelo son necesarias las siguientes condiciones: a) La existencia de una fuente de deposición orgánica que da origen a la formación del estado líquido ó gaseoso de los hidrocarburos. b) La existencia de condiciones de porosidad (espacios vacíos en las rocas) y permeabilidad (canales a través de las rocas) que permitan la acumulación y flujo de los hidrocarburos. c) La existencia de una capa impermeable superior ó barrera que entrampa el hidrocarburo almacenado e impida su migración a otras zonas ó su disipación al salir a la superficie.

4

Ingeniería de Reservorio II

RESERVA ORIGINAL “IN-SITU”. Es la reserva inicial de hidrocarburo que se tiene en el yacimiento o sea el volumen original cuando este fue encontrado. RESERVA PRODUCIDA. Es aquel volumen de hidrocarburo, que se encontraba almacenado en una roca reservorio y que finalmente ha migrado hacia la superficie, mediante métodos de explotación. RESERVA REMANENTE. Es aquel hidrocarburo, que ha quedado como residuo en el yacimiento. RESERVA PRIMARIA. Es la que se obtiene por surgencia natural del yacimiento. RESERVA SECUNDARIA. Es aquella, que se puede obtener mediante mecanismos de recuperación secundaria. CONCEPTOS BASICOS DE PRODUCTIVIDAD ECONOMICA. RESERVORIO PROBADO. Es aquel cuya productividad económica es sustentada ya sea por datos de producción, pruebas de formación ó si los análisis de núcleos y/o interpretación de perfiles eléctricos demuestran una productividad económica con una certeza razonable. AREA PROBADA. Se considera área probada a: a) La porción delineada por la perforación y definida por el contacto de fluidos (gas – petróleo y/o agua – petróleo) si es que hubieran. b) Las porciones adyacentes todavía no perforadas, pero que pueden ser juzgadas razonablemente, de productividad económica, en base a información geológica y de ingeniería disponible. c) En ausencia de información relativa a contactos de fluidos, la presencia de hidrocarburos en la parte más baja de la estructura, controla el límite inferior del reservorio. RESERVA PROBABLE. Probablemente está sustentada en datos que pueden demostrar una productividad económica con menos certeza que la reserva producida. 5

Ingeniería de Reservorio II

RESERVA POSIBLE. Probablemente está sustentada en datos que pueden demostrar una productividad económica con menos certeza que la reserva probable. DESCRIPCION DE UN DIAGRAMA DE FASES. Bajo las condiciones iniciales del yacimiento, los hidrocarburos, se encuentran bien sea en estado monofásico o en estado bifásico. El estado monofásico, puede ser líquido, caso en el cual todo el gas presente esta disuelto en el petróleo, por consiguiente, habrá que calcular las reservas de gas disuelto como las de petróleo. Por otra parte, el estado monofásico, puede ser gaseoso, si este estado contiene líquidos vaporizados, recuperables como líquido en superficie, el yacimiento se denomina de condensado de gas; en este caso habrá que calcular reservas de líquido condensado y gas. Cuando existe la acumulación en estado bifásico, al estado de vapor, se denomina capa de gas y al estado líquido subyacente zona de petróleo; en este caso se debe calcular cuatro tipos de reservas: gas libre, gas disuelto, petróleo en la zona de petróleo y líquido recuperable de la capa de gas. Aunque los hidrocarburos in situ o en el yacimiento están en cantidades fijas, las reservas, es decir, la parte recuperable del gas condensado y petróleo in situ dependerá del método de producción. Desde el punto de vista técnico, los diferentes tipos de yacimientos pueden clasificarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del yacimiento con respecto a la región de dos fases, en los diagramas de fases que relacionan temperatura y presión. Para tal efecto antes de describir y construir un diagrama de fases, debemos definir algunos conceptos básicos en el siguiente orden: PROPIEDADES INTENSIVAS. Son aquellas que son independientes de la cantidad de materia considerada, por ejemplo: la viscosidad, densidad, temperatura, etc. PUNTO CRITICO. Es el estado a condición de presión y temperatura para el cual las propiedades intensivas de las fases líquidas y gaseosas son idénticas. PRESION CRITICA. Es la presión correspondiente al punto crítico. TEMPERATURA CRITICA. Es la temperatura correspondiente al punto crítico. 6

Ingeniería de Reservorio II

CURVA DE BURBUJEO (EBULLICION). Es el lugar geométrico de los puntos, presión – temperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida a la región de dos fases. CURVA DE ROCIO (CONDENSACION). Es el lugar geométrico de los puntos, presión – temperatura, en los cuales se forma la primera gota de líquido, al pasar de la región de vapor a la región de las dos fases. REGION DE DOS FASES. Es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y rocío. En esta región coexisten, en equilibrio, las fases líquida y gaseosa. CRICONDEMBAR. Es la máxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio un líquido y su vapor. CRICONDENTERMA. Es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un líquido y su vapor. ZONA DE CONDENSACION RETROGRADA. Es aquella en la cual, al bajar la presión, a temperatura constante, ocurre una condensación. ACEITE SATURADO. Es aquel que a las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra está en equilibrio con su gas. ACEITE BAJO SATURADO. Es el que, a las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra, es capaz de disolver más gas. ACEITE SUPER SATURADO. Es aquel que a las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra, tiene mayor cantidad de gas disuelto que el que le correspondería en condiciones de equilibrio. SATURACION CRÍTICA DE UN FLUIDO. Es la saturación mínima necesaria para que exista escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento. 7

Ingeniería de Reservorio II

La siguiente figura representa un diagrama de fases, en función de la presión y temperatura, para un determinado fluido de yacimiento; las curvas de punto de burbujeo y rocío, es la combinación de presión y temperatura donde existen dos fases; las curvas dentro de la zona de dos fases muestran el porcentaje de líquido en el volumen de hidrocarburo, para cualquier presión y temperatura. Inicialmente toda acumulación de hidrocarburo tiene su propio diagrama de fases, que depende solo de la composición de la acumulación.

8