Conceptos Basicos De Un Yacimiento
Un yacimiento es un Cuerpo Rocoso en el subsuelo capaz de almacenar y permitir el flujo de fluidos.
CONCEPTOS BASICOS
Porosidad:
Porcentaje del volumen total de roca no ocupado por la matriz o material sólido.
Se clasifica en primaria, absoluta, secundaria, efectiva
Y dependiendo de la calidad en:
• Marginal 0-5%
• Pobre 5-10%
• Regular 10-15%
• Buena 15-20%
• Excelente 20-25%
Permeabilidad:
Medida de la habilidad de la roca para permitir el paso de fluidos a traves de ella
Se clasifica en:
- Absoluta: habilidad de permitir flujo de un único fluido presente
- Efectiva: habilidad de permitir flujo de un fluido cuando otros fluidos inmiscibles están presentes.
- Horizontal y vertical.
Saturación De Fluidos:
Se denomina Saturación a la fracción del espacio poroso ocupado por el fluido. Por definición, la suma de la saturación es 100%.
Si consideramos cualquier superficie líquida (en ausencia de otras fuerzas), esta tiende a contraerse a un área mínima. Si se trata de extender la interface, entonces se debe efectuar un trabajo contra estas fuerzas cohesivas. Esto indica que esta superficie tiene una energía libre mayor que en el volumen del líquido. Se describe esta energía extra (que actúa paralelamente a la superficie) como tensión superficial.
Se define como la capacidad de posee un líquido para esparcirse sobre una superficie dada. La mojabilidad es una función del tipo de fluido y de la superficie sólida.
El ángulo q se denomina ángulo de contacto. Cuando q <> 90°, el fluido se denomina fluido no mojante.
Una tensión de adhesión de cero indica que los fluidos tienen igual afinidad por la superficie. La MOJABILIDAD tiene sólo un significado relativo.
Teóricamente, debe ocurrir mojabilidad o no mojabilidad completa cuando el ángulo de contacto es 0° o 180° respectivamente. Sin embargo, un ángulo de cero es obtenido sólo en pocos casos (agua sobre vidrio), mientras que un ángulo de 180° es casi nunca alcanzado (mercurio sobre acero q = 154°).
Angulo de Contacto de Avance (Advancing contact angle).- Cuando el agua está en contacto con el petróleo sobre una superficie sólida previamente en contacto con el petróleo.
Angulo de Contacto de Retroceso (Receding contact angle).- Cuando el petróleo está en equilibrio con el agua sobre una superficie previamente cubierta con agua.
El ángulo de contacto es uno de los métodos más antiguos y aún más ampliamente usados para determinar la mojabilidad. Aunque el ángulo de contacto como concepto fundamental es fácil de comprender, la medida y uso del ángulo de contacto en trabajos de mojabilidad de reservorio es complejo.
Presión Capilar:
Diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferencialmente la roca
Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presión también cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar. Las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera.
Pc = Pnm – Pm
Permeabilidad Relativa:
Habilidad de un fluido a fluir en presencia de otro fluido inmiscible.
Heterogeneidad:
Las propiedades de una roca yacimiento varían en todas las direcciones dentro del mismo.
Ecuación De Flujo: LEY DE DARCY
CONCEPTOS BASICOS
Porosidad:
Porcentaje del volumen total de roca no ocupado por la matriz o material sólido.
Se clasifica en primaria, absoluta, secundaria, efectiva
Y dependiendo de la calidad en:• Marginal 0-5%
• Pobre 5-10%
• Regular 10-15%
• Buena 15-20%
• Excelente 20-25%
Permeabilidad:
Medida de la habilidad de la roca para permitir el paso de fluidos a traves de ella
Se clasifica en:
- Absoluta: habilidad de permitir flujo de un único fluido presente
- Efectiva: habilidad de permitir flujo de un fluido cuando otros fluidos inmiscibles están presentes.
- Horizontal y vertical.
- Y según su calidad en:
Pobre 1.0-10md
Buena 10-100md
Muy buena 100-1000md
Buena 10-100md
Muy buena 100-1000md
Saturación De Fluidos:
Se denomina Saturación a la fracción del espacio poroso ocupado por el fluido. Por definición, la suma de la saturación es 100%.
So + Sg + Sw = 100%
Donde
So = saturación de petróleo, %.
Sg = saturación de gas libre, %
Sw = saturación de agua, %
La saturación de petróleo incluye todo el gas disuelto en el petróleo, mientras que la saturación de gas consiste solo de gas libre. Todo reservorio de hidrocarburo contiene algo de agua; sin embargo, a menos que la saturación de agua exceda un valor llamado la "saturación crítica de agua" (Swc), la fase agua es inmóvil y no será producida. El agua dentro de los poros es a veces llamada "intersticial". El término "agua connata" es usado para denotar agua que fue depositada simultáneamente con los sedimentos.
Algunos reservorios de petróleo no contienen gas libre, ya que todo el gas esta disuelto en el petróleo. Estos reservorios son conocidos como "reservorios bajosaturados". La ecuación es:
So = saturación de petróleo, %.
Sg = saturación de gas libre, %
Sw = saturación de agua, %
La saturación de petróleo incluye todo el gas disuelto en el petróleo, mientras que la saturación de gas consiste solo de gas libre. Todo reservorio de hidrocarburo contiene algo de agua; sin embargo, a menos que la saturación de agua exceda un valor llamado la "saturación crítica de agua" (Swc), la fase agua es inmóvil y no será producida. El agua dentro de los poros es a veces llamada "intersticial". El término "agua connata" es usado para denotar agua que fue depositada simultáneamente con los sedimentos.
Algunos reservorios de petróleo no contienen gas libre, ya que todo el gas esta disuelto en el petróleo. Estos reservorios son conocidos como "reservorios bajosaturados". La ecuación es:
So + Sw = 100%
En un reservorio de gas que no contiene petróleo:
Sg + Sw = 100%
Existen, en general dos formas de medir la saturación original de fluidos: por procesos directos y por procesos directos.
El proceso directo involucra la extracción de los fluidos del reservorio de una muestra de roca reservorio (núcleo). Los métodos directos incluyen la retorta, destilación con el procedimiento modificado ASTM y la centrifugación de fluidos. La experiencia demuestra que es dificultoso remover la muestra sin alterar el estado de los fluidos y/o roca.
El proceso indirecto se basa en medidas de otras propiedades, tales como presión capilar. El método indirecto usa medidas de perfiles o presión capilar.
Tensión Interfacial:
La relación entre las fuerzas atractivas de las moléculas y su distancia entre sí, puede expresarse como:
El proceso directo involucra la extracción de los fluidos del reservorio de una muestra de roca reservorio (núcleo). Los métodos directos incluyen la retorta, destilación con el procedimiento modificado ASTM y la centrifugación de fluidos. La experiencia demuestra que es dificultoso remover la muestra sin alterar el estado de los fluidos y/o roca.
El proceso indirecto se basa en medidas de otras propiedades, tales como presión capilar. El método indirecto usa medidas de perfiles o presión capilar.
Tensión Interfacial:
La relación entre las fuerzas atractivas de las moléculas y su distancia entre sí, puede expresarse como:
En un líquido, las moléculas se encuentran muy juntas indicando que sus fuerzas atractivas tienen algún valor.
Si consideramos cualquier superficie líquida (en ausencia de otras fuerzas), esta tiende a contraerse a un área mínima. Si se trata de extender la interface, entonces se debe efectuar un trabajo contra estas fuerzas cohesivas. Esto indica que esta superficie tiene una energía libre mayor que en el volumen del líquido. Se describe esta energía extra (que actúa paralelamente a la superficie) como tensión superficial.
La tensión superficial se define rigurosamente como la medida de energía entre un líquido y su vapor. Sin embargo en muchos casos esta es medida entre un líquido y el aire.
Si la interface es entre 2 líquidos, o entre un líquido y un sólido, se utiliza el término tensión interfacial para las fuerzas que tienden a reducir el área de contacto. La energía interfacial se obtiene de la diferencia entre la atracción interior de las moléculas en el interior de cada fase y estas en la superficie en contacto. La energía interfacial se manifiesta como tensión interfacial.
Mojabilidad:
Si la interface es entre 2 líquidos, o entre un líquido y un sólido, se utiliza el término tensión interfacial para las fuerzas que tienden a reducir el área de contacto. La energía interfacial se obtiene de la diferencia entre la atracción interior de las moléculas en el interior de cada fase y estas en la superficie en contacto. La energía interfacial se manifiesta como tensión interfacial.
Mojabilidad:
Se define como la capacidad de posee un líquido para esparcirse sobre una superficie dada. La mojabilidad es una función del tipo de fluido y de la superficie sólida.
El ángulo q se denomina ángulo de contacto. Cuando q <> 90°, el fluido se denomina fluido no mojante.Una tensión de adhesión de cero indica que los fluidos tienen igual afinidad por la superficie. La MOJABILIDAD tiene sólo un significado relativo.
Teóricamente, debe ocurrir mojabilidad o no mojabilidad completa cuando el ángulo de contacto es 0° o 180° respectivamente. Sin embargo, un ángulo de cero es obtenido sólo en pocos casos (agua sobre vidrio), mientras que un ángulo de 180° es casi nunca alcanzado (mercurio sobre acero q = 154°).
Angulo de Contacto de Avance (Advancing contact angle).- Cuando el agua está en contacto con el petróleo sobre una superficie sólida previamente en contacto con el petróleo.
Angulo de Contacto de Retroceso (Receding contact angle).- Cuando el petróleo está en equilibrio con el agua sobre una superficie previamente cubierta con agua.
El ángulo de contacto es uno de los métodos más antiguos y aún más ampliamente usados para determinar la mojabilidad. Aunque el ángulo de contacto como concepto fundamental es fácil de comprender, la medida y uso del ángulo de contacto en trabajos de mojabilidad de reservorio es complejo.
Presión Capilar:
Diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferencialmente la roca
Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presión también cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar. Las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera.Pc = Pnm – Pm
Permeabilidad Relativa:
Habilidad de un fluido a fluir en presencia de otro fluido inmiscible.
Heterogeneidad: Las propiedades de una roca yacimiento varían en todas las direcciones dentro del mismo.
Ecuación De Flujo: LEY DE DARCY
Fuentes:
Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
http://www.agatlabs.com/spanish/content/capillarypressure.htm
http://www.co2crc.com.au/imagelibrary2/storage.html
http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/mojabilidad101.html
http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/mojabilidad101.html
