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).