TEMA III: REVISION DE PROPIEDADES DE LA ROCA Y FLUIDOS

• Agua y petróleo son inmiscibles bajo cualquier condición de yacimiento o superficie.

• Gas y petróleo son inmiscibles cuando la presión del yacimiento es menor a la necesaria para alcanzar miscibilidad instantánea o por contactos múltiples.

PRINCIPIOS QUE GOBIERNAN LA INTERRELACION ROCA-FLUIDOS

• tensión interfacial (interfase fluido - fluido).

• mojabilidad (interacción roca - fluido).

• presión capilar.

TENSIÓN SUPERFICIAL

• Fuerza que actúa en el plano de superficie por unidad de longitud

• Las moléculas interiores ejercen su fuerza de atracción en todas las direcciones, mientras que las moléculas localizadas en la superficie del líquido estan sometidas a una fuerza de atracción dirigida hacia el líquido.

• El líquido tiende a ajustarse a si mismo creando un área superficial minima. Las moléculas se comportan como si estuvieran recubiertas con una membrana elástica (menisco) que tiende a contraerse.

• Las fuerzas de atracción dan una resultante dirigida hacia el interior del líquido. Esto hace que la superficie líquida del deposito tenga cierta rígidez, lo que se conoce como tensión superficial.

TENSIÓN INTERFACIAL

Fuerza que actúa en el plano de superficie por unidad de longitud, donde la superficie o plano es dada por el contacto de dos fluidos inmiscibles.

• La tensión interfacial es una medida de miscibilidad. IFT =0 dinas/cm (sistema miscible).

• Valores típicos para sistemas agua-crudo: IFT = 30 a 50 dinas/cm.

• Tensiones Ultra-bajas: IFT < 10 -3

• MOJABILIDAD O HUMECTABILIDAD

• Tendencia de un fluido a adherirse a la roca , en presencia de otro fluido inmiscible

• En yacimientos hidrófilos el petróleo fluye por los canales de mayor área de flujo y el agua por las de menor áreas de flujos.

• En yacimientos oleófilos ocurre lo contrario.• Bajo condiciones similares de desplazamiento, la

recuperación de petróleo es mayor en hidrófilos.• En yacimientos con humectabilidad intermedia, el

volumen de petróleo residual es pequeño.

PRESIÓN CAPILAR

Diferencia de presión que existe entre las interfases que separan dos fluidos inmiscibles . Las fuerzas capilares se manifiestan a través de un diferencial de presión en la interfaz entre la fase mojante/no-mojante llamado presión capilar (Pc).

Desplazamiento de petróleo por agua en un sistema mojado por petróleo (drenaje)

Desplazamiento de petróleo por agua en un sistema mojado por agua (imbibición)

Para una roca permeable la relación entre presión capilar y saturación tambien depende del tamaño y distribución de los poros.

PRESIÓN CAPILAR:FUNCION J LEVERETT

Los datos de presión capilar se usan para determinar la saturación promedio de agua connata o la relación altura-saturación para un yacimiento particular. Los datos de presión capilar se pueden correlacionar por medio de la función J de Leverett , la cual viene dada por:

Donde:

Pc: Es la presión capilar,(psi) s : es la tensión interfacial ,(dinas/cm) K : permeabilidad del medio poroso,(mD)

Pres

ión

Capi

lar

k3k2

k1

k1>k2>k3

f : porosidad del medio porosoq : ángulo de contacto

FUERZAS VISCOSAS:

Las fuerzas viscosas se reflejan en la magnitud de la caída de presión que ocurre como resultado del flujo de un fluido a través de un medio poroso. para el cálculo de las fuerzas del medio poroso está formado por un conjunto de tubos capilares paralelos

DISTRIBUCION DE FLUIDOS

Cada fluido que satura la roca se mueve a través de su propia red de canales de flujo interconectados: el agua se moverá en una red de canales y el petróleo se moverá en otra red diferente. fase inicial, subordinada y de abandono

SATURACION DE AGUA CONNATA

Es la saturación existente en el yacimiento al momento del descubrimiento. Generalmente se considera inmóvil; sin embargo, al inyectar agua a un yacimiento, la primera que se produce tiene una composición diferente a la inyectada, lo cual indica que el agua connata es desplazada por la inyectada.

La Swc se correlaciona con la permeabilidad, con el área superficial y con el tamaño de los poros. A mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la saturación de agua connata.

PERMEABILIDAD

La permeabilidad de la roca se define como su conductividad a los fluidos o la facultad que posee para permitir que estos se muevan a través de la red de poros interconectados. Si sus poros no están conectados, entonces no existe permeabilidad, por consiguiente es de esperar que exista una relación entre la permeabilidad y la porosidad efectiva. k, es una constante de proporcionalidad, que relaciona la tasa de flujo y un diferencial de presión aplicada. Es intrínseca del medio poroso y no depende del fluido, su tasa o la presión diferencial (Flujo Darciano).

• Absoluta o especifica: Es la conductividad de una roca o material poroso cuando esta saturado completamente por un solo fluido.

• Efectiva: Es la conductividad de un material poroso a una fase cuando dos o mas fases están presentes y también se mide en mD. Ke menor kabs

• Relativa: Es la razón entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta.

POR CORRELACIONES PARA DETERMINAR K:

• Ecuación de Timur: Propuso la siguiente correlación para estimar la permeabilidad a partir de la saturación del agua connata y la porosidad:

para arenisca y conglomerados

• Ecuación de Morris y Biggs: Presentaron las siguientes expresiones para determinar. La permeabilidad del yacimiento de petróleo y gas:

•

•

PERMEABILIDAD: EFECTO DE LA TEMPERATURA

• Kro aumenta y Krw disminuye

• El agua humecta en mayor grado la roca del yacimiento.

• La histéresis entre drenaje e imbibición disminuye.

• La saturación residual de petróleo disminuye.

• La saturación irreducible del agua aumenta.

Sw

Kro Krw

70°F150°F180°F250°F

1.0.9.8.7.6.5.4.3.2.10.0

1.0.9.8.7.6.5.4.3.2.10.00 .1 .2 .3 .4 .5 .6 .7 .8 .9 1.0

PERMEABILIDAD: METODOS DE DETERMINACION EN EL LABORATORIO DE LA PERMEABILIDAD RELATIVA

Se ha utilizado varios métodos para obtener las curvas de permeabilidad relativa:

• La técnica de presión capilar: Para obtener la permeabilidad relativa a la fase mojante, el agua en un sistema agua-gas, o el petróleo a la saturación de agua connata en un sistema petróleo-agua-gas.

• Liquido estacionario: Se re-satura un corazón hasta una determinada Swc, y se mide la keo, o al gas, mientras que el agua se considera estacionaria; o se mide la permeabilidad efectiva al gas y al agua connata y se considera petróleo estacionario.

• Flujo Simultáneo: Utilizando varios métodos para la inyección del fluido donde dos fases fluyen simultáneamente. La razón entre los flujos determina la saturación.

• Desplazamiento o Empuje Externo: Como por ejemplo petróleo por gas o petróleo por agua

PERMEABILIDAD: EFECTOS DE LA PERMEABILIDAD VERTICAL EN PROCESOS DE INYECCION

Coeficiente Dystra-Parsons

Todos los yacimientos varían areal y verticalmente en sus propiedades. En los cálculo de desplazamiento se debe tomar en cuenta la variación vertical de la permeabilidad . Law fue uno de los primeros en analizar esta variación y demostró que la permeabilidad tiene una distribución logarítmica que represento con la siguiente relación:

En un trabajo que describe el uso de análisis de núcleos para determinar el efecto de la estratificación de la permeabilidad en predicciones de inyección de agua Dystra y Parsons definen un coeficiente de variación de permeabilidad V, que mide la heterogeneidad vertical de yacimiento.

Para la determinación de coeficiente de variación Dystra-Parsons deben realizarse los siguientes pasos:

1. Dividir el yacimiento en capas o estratos de igual espesor y diferente permeabilidad. Esta información se obtiene de análisis de núcleos o de un estudio petrofísico en detalle.

2. Ordenar los estratos en orden decreciente de permeabilidad .

3. Calcular el porcentaje de permeabilidad que es mayor que cada una de las permeabilidades (%>q´).

4. Graficar en un papel de probabilidades log(K) vs % >q´.

5. Interpolar una línea recta a través de los puntos.

6. Calcular el coeficiente de Variación de la permeabilidad (V):

Coeficiente Lorenz:

Schmalz y Rahme en 1950 introdujeron un simple parámetro que describe el grado de heterogeneidad vertical dentro de una sección de una zona petrolífera, el término es llamado coeficiente Lorenz. Los siguientes pasos resumen la metodología para calcular el coeficiente Lorenz

1. Ordenar los valores disponibles de permeabilidad en orden decreciente de valores.

2. Calcular la capacidad de flujo acumulativa y la capacidad de almacenamiento acumulativa.

3. Normalizar las capacidades acumulativas de flujo y almacenamiento.

4. Graficar la capacidad acumulativa de almacenamiento normalizada vs la capacidad acumulativa de flujo normalizada en escala cartesiana.

5. Determinar el área bajo la curva de los datos y la diagonal del gráfico capacidad acumulativa de almacenamiento vs capacidad acumulativa de flujo A, y determinar el área debajo de la diagonal B, el valor del coeficiente Lorenz viene dado por:

Curvas de presión capilar petróleo-agua: (1) por drenaje (2) e imbibición, en núcleosde la arenisca de la formación Venango de

mojabilidad al agua

Variación de las saturaciones de petróleo y agua en la zona de transición