Propiedades del medio poroso.pdf

INDUSTRIA PETROLERA COLOMBIANA Código asignatura: TPG 101

UNIDAD 1: ORIGEN DEL PETROLEO 1.5 Propiedades del medio poroso 1.5.1 Porosidad,

Φ

En relación con los yacimientos de petróleo, la porosidad representa el volumen total de poros de la roca que puede ser ocupado por líquidos (crudo y agua) y/o por gases. De la porosidad depende si la roca puede almacenar más ó menos cantidad de fluido, por tanto, la porosidad determina la capacidad de la roca para almacenar petróleo. La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. Matemáticamente:

Φ=

Vp Vt

V p : Volumen poroso

Vt : Volumen total de roca

El volumen total de roca incluye el volumen de roca y el volumen de los poros. Durante el proceso de litificación algunos poros quedan aislados de otros, por tanto, en una roca sedimentaria existen poros interconectados y otros aislados. De acuerdo a la interconexión de los poros la porosidad se define en: 1.5.1.1 Porosidad absoluta,

Φa :

Porosidad que tiene en cuenta el volumen poroso total de la roca, estén o no interconectados los poros. Esta porosidad es la que normalmente miden los porosímetros comerciales. Una roca sedimentaria puede tener una alta porosidad absoluta y no tener una alta conductividad en los fluidos si los poros no están interconectados. 1.5.1.2 Porosidad efectiva,

Φe :

Es la relación entre volumen poroso interconectado y el volumen total de roca. La porosidad efectiva es una indicación de la habilidad de la roca para conducir fluidos: si el valor de la Φ e es alto, significa que el volumen poroso interconectado es alto y por consiguiente la roca está altamente habilitada para conducir fluidos. Sin embargo, la porosidad efectiva no mide la capacidad de la roca para permitir el flujo de los fluidos almacenados en ella. La porosidad efectiva puede ser afectada cuando los canales que conectan los poros se taponan, taponamiento que normalmente puede ocurrir durante la puesta en producción de un yacimiento, etapa durante la cual se pueden se suelen presentar cambios físicos y químicos en las rocas sedimentarias: como por ejemplo, erosión en las paredes de los poros y/o hinchamiento de las arcillas. 1.5.1.3 Escala de valores representativos de la porosidad efectiva (Levorsen en 1956): Despreciable Baja Media Buena Muy buena

entre entre entre entre superior a

0 5 10 15

y 5% y 10 % y 15 % y 20 % 20 %

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1.5.2 Permeabilidad,

Κ.

Permeabilidad es una medida de la facilidad con la que los fluidos (gas, crudo, agua) pueden fluir a través de un medio poroso. Es una propiedad que depende del medio poroso y no de los fluidos; mide la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos a través de él. El primero en definir matemáticamente la permeabilidad fue el francés Henry Darcy en 1850. Darcy encontró que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional a la presión necesaria para mover el fluido e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido y a la distancia a recorrer por el fluido:

P1

P2 Canal entre dos poros

x1

v∝

∆P µ ∆X

v=−Κ

∆P µ ∆X

x2

Donde:

v : Velocidad

∆P = P1 − P2 : presión

µ : viscosidad del fluido ∆X = x1 − x2 : distancia

Κ : Permeabilidad (constante de proporcionalidad) La ecuación de Darcy, en su expresión más práctica, permite determinar el caudal de producción de crudo de un pozo: Donde:

qΟ =

1.127 Κ A ( P1 − P2 ) µL

qΟ :

Caudal

Κ:

Permeabilidad

A:

Área

P:

Presión

µ:

Viscosidad

L : Longitud La ecuación anterior es ideal pues supone flujo lineal, pero en el medio poroso el flujo real de los fluidos no es sólo lineal, sino también radial y esférico y además depende de la gravedad. Su aplicación requiere de modificaciones para cada caso específico. Tipos de permeabilidad: 1.5.2.1 Permeabilidad absoluta,

Κa :

Permeabilidad que se mide cuando un fluido satura 100% el espacio poroso. 1.5.2.2 Permeabilidad efectiva,

Κe :

Es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presencia de otro u otros fluidos que saturan el medio poroso. Es función de la saturación de fluidos. 1.5.2.3 Permeabilidad relativa,

Κe Κa :

Es la relación entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. Siempre las permeabilidades relativas son menores que la permeabilidad absoluta.

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1.5.2.4 Escala de valores representativos de permeabilidad absoluta: Clasificación Muy baja Baja Moderada Buena Muy buena

Rango K < 1 mD 1 mD < K < 10 mD 10 mD < K < 50 mD 50 mD < K< 250 mD K > 250 mD

La permeabilidad es afectada por: 1.

Presión de sobrecarga: La estructura de una roca porosa que contiene hidrocarburos está sometida al peso de los estratos superiores, a esfuerzos laterales debido a las fuerzas de compresión y a un esfuerzo ejercido con igual magnitud en todas las direcciones por el fluido presente en los poros. Antes de empezar a perforar estos fluidos están en equilibrio. Al iniciarse la producción, la presión del fluido disminuye, el peso sobre la roca porosa aumenta, ocasionando una compactación que disminuye el volumen poroso. Simultáneamente, los granos se expanden dentro del poro debido a la disminución de presión del fluido.

2.

Contenido de arcillas: Las arcillas que contienen las rocas porosas pueden hincharse por hidratación y taponar los canales de flujo entre los poros, lo que genera una drástica disminución de la permeabilidad.

3.

Migración de finos: Cuando los fluidos comienzan a moverse a través del medio poroso en dirección al pozo, producen un efecto erosivo y arrastran partículas que migran taponando los canales de flujo de los fluidos, afectando de esta manera la permeabilidad.

4.

Precipitación de asfaltenos: En condiciones de equilibrio físico y químico, cuando todavía no se ha perforado, los asfaltenos están disueltos en el crudo. La perforación del pozo rompe el equilibrio y al iniciarse la producción, la presión del fluido disminuye y a medida que el crudo asciende hacia la superficie, la temperatura disminuye y entonces los asfaltenos se precipitan (dejan de estar disueltos en el crudo), pues son sensibles a los cambios de presión y de temperatura. Los asfaltenos son una forma de parafinas que pueden causar el taponamiento de los canales que comunican los poros, afectando la permeabilidad. También ocasionan taponamiento en las tuberías de producción y en las tuberías que conducen el crudo hacia los tanques de almacenamiento.

El taponamiento de los canales de flujo del medio poroso que ocasionan las arcillas y la migración de finos, se conoce como daño a la formación. Consideremos una muestra de roca porosa que dividimos en dos. Las dos muestras resultantes se someten a un análisis de laboratorio del cual se obtiene los siguientes resultados: Muestra 1

Muestra 2

Φ

25% 25% a Observación: Podemos afirmar que ambas muestras tienen la misma capacidad para almacenar fluidos en sus poros; tanto en los poros interconectados como en los poros que no están conectados.

Φe

18%

6%

Observación: La muestra 1 tiene más poros interconectados que la muestra 2, luego la muestra 1 está más habilitada para que los fluidos fluyan a través de ella.

Κ

5 mD 200 mD e Observación: La permeabilidad efectiva no se midió bien ó el técnico no transcribió bien los resultados de la medición. En general, la permeabilidad efectiva es directamente proporcional a la porosidad efectiva; si la porosidad aumenta, la permeabilidad también aumenta.

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Se debe tener en cuenta los poros que se forman en las rocas sedimentarias no son todos del mismo tamaño y forma ni están formados por partículas (granos) del mismo tamaño y forma, pues el proceso de litificación mediante el cual se forman los poros de las rocas sedimentarias es aleatorio, al azar. Por esta razón, la porosidad y la permeabilidad no son constantes, varían en todas las direcciones del estrato sedimentario.


Hasta ahora hemos discutido como medir que tanta capacidad tiene un medio poroso para almacenar fluidos y como medir que tan habilitado está ese medio poroso para que los fluidos fluyan a través de él (porosidad) y hemos discutido también como medir la facilidad y la capacidad de un medio poroso para permitir el flujo de fluidos a través de él (permeabilidad).




Con la siguiente propiedad del medio rocoso veremos cuánto volumen de fluidos puede contener un medio poroso.

1.5.3 Saturación Saturación: Acción y efecto de saturar. Saturar: Colmar (llenar algo completamente).

La saturación es la relación que expresa la cantidad de fluido que satura (llena) un medio poroso. Está definida como la fracción del volumen poroso ocupado por un fluido dado:

Sf =

Vf

Donde:

Vp

Vf

es volumen de fluido,

Vp

es volumen poroso total

Conocida la saturación y el área del medio poroso, se puede calcular el volumen de fluido que hay en el medio poroso. Dependiendo del fluido que satura al medio poroso, se tiene: 1.5.3.1 Saturación de aceite (o: oil)

SΟ =

VΟ Vp

1.5.3.2 Saturación de gas

Sg =

Vg Vp

1.5.3.3 Saturación de agua

Sw =

Vw Vp

La suma de las saturaciones de todos los fluidos presentes en el medio poroso es igual a 1, siempre que se considere un medio saturado por petróleo, gas y agua:

SΟ + S g + S w = 1

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1.5.3.4 Saturación de agua connata ( S wc ). La saturación de agua connata es la saturación de agua existente en el yacimiento (medio poroso) al momento del descubrimiento. El agua connata se considera como el remanente del agua que inicialmente ocupaba el medio poroso y que no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron hacia el medio poroso. Generalmente el agua connata se considera inmóvil, sin embargo, al inyectar agua en un yacimiento, la primera agua que se produce tiene composición diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la inyectada. (Donde w significa agua y c significa connata). 1.5.3.5 Saturación residual de una fase ( S fr ). La saturación residual de una fase corresponde a la saturación de la fase que queda en el yacimiento (medio poroso) en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento. (Donde f es la fase que puede ser petróleo, ó agua ó gas y r significa residual). 1.5.3.6 Saturación crítica de una fase ( S fc ). La saturación crítica de una fase corresponde a la mínima saturación requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento (medio poroso).




Antes de definir la siguiente propiedad del medio poroso, analicemos los siguientes conceptos:

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