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  • Ingrid Hernandez

Conceptos fundamentales de Ingeniería de Yacimientos



1. INTRODUCCIÓN


La ingeniería de yacimientos es la rama de la ingeniería petrolera que se encarga de evaluar toda la vida de un yacimiento de hidrocarburos de manera integrada, desde su descubrimiento y exploración, hasta producción y abandono. Se pronostica el comportamiento de producción y se planea la explotación eficiente de las reservas de hidrocarburos mediante la recopilación de información de otras áreas principales como lo son la geología, geofísica, petrofísica, perforación de pozos y producción de pozos.


Conocer los conceptos fundamentales en la ingeniería de yacimientos es indispensable para entender la naturaleza del yacimiento y el comportamiento de las mezclas de hidrocarburos y del agua a diferentes condiciones de presión y temperatura, a lo largo de su vida productiva y, por lo tanto, para administrarlos de manera eficiente.



2. CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS


2.1. Clasificación geológica


Geológicamente, los yacimientos se clasifican en estratigráficos, estructurales y combinados. Esta clasificación está basada en la característica principal a la que se atribuye la acumulación de hidrocarburos, es decir por su tipo de trampa.


  • Yacimientos estratigráficos

Son yacimientos en donde las trampas se forman debido a cambios laterales en la litología, dependen del carácter sedimentológico de las formaciones que las constituyen. Estos cambios en la litología del estrato de roca permeable hacen que esta se transforme en impermeable, y así evita la migración de los hidrocarburos constituyendo una trampa. Muchas trampas estratigráficas tendrán también influencia estructural. Se consideran dentro de esta categoría las trampas que no aparecen relacionadas con estructuras claramente definidas. Dentro de estas se pueden destacar: lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, variación de permeabilidad.


Figura 1. Yacimiento estratigráfico


  • Yacimientos estructurales

Son aquellas trampas que fueron originadas por la acción de fuerzas tectónicas en el subsuelo y que dieron lugar a la deformación y fracturamiento de los estratos produciendo pliegues, fallas y sus combinaciones. Dentro de estas se pueden destacar: anticlinales, sinclinales, pliegues, fracturas en calizas o rocas ígneas, fallamiento en areniscas, discordancias, domos salinos, etc. En los domos y pliegues el hidrocarburo ocupa la parte superior de la estructura formada por consecuencia de fuerzas de compresión y expansión; los yacimientos por fallas y discordancias se dan cuando un estrato impermeable esta yuxtapuesto a una capa permeable.


Figura 2. Yacimiento estructural


  • Yacimientos combinados

Hace referencia a las posibles combinaciones que se presenten entre los dos grupos anteriores, es decir, se combinan las características estructurales y los cambios litológicos para formar la trampa. La mayoría de las trampas combinan elementos estratigráficos y estructurales, sin embargo, se les considera combinadas cuando, ni los elementos estructurales ni los estratigráficos por sí mismos forman la trampa, por lo que ambos elementos son esenciales.


Figura 3. Yacimiento combinado




2.2. Clasificación de acuerdo al punto de burbuja


El punto de burbuja hace referencia a las condiciones de presión y temperatura a las cuales algunas moléculas son capaces de dejar un líquido y forman una pequeña burbuja de gas. De acuerdo al punto de burbuja, los yacimientos se clasifican en bajosaturados y saturados.


  • Yacimientos bajosaturados

Yacimientos cuya presión inicial es mayor que en el punto de burbuja, como se muestra en el punto A de la Figura 4. Inicialmente solo se presenta la fase líquida. Las burbujas de gas se desprenden del crudo una vez el punto de burbuja se alcanza. Eventualmente, el gas liberado empieza a aglutinarse hasta tener condiciones de flujo hacia al pozo en cantidades cada vez incrementales. Por otro lado, el flujo de crudo disminuye gradualmente y en la etapa de depleción permanece mucho crudo en el yacimiento.


  • Yacimientos saturados

Yacimientos cuya presión inicial es menor o igual que la presión en el punto de burbuja, como se muestra en los puntos B y C de la Figura 4. Este yacimiento bifásico consiste de una zona gaseosa suprayaciendo una zona líquida. Puesto que la composición del gas y el crudo son completamente diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases individuales que tienen poca relación entre ellas o en composición. La zona líquida está en su punto de burbuja y será producida como un yacimiento bajosaturado modificado con la presencia de la capa de gas. La capa de gas está en el punto de rocío y podría ser retrógrada o no retrógrada.


Figura 4. Clasificación de los yacimientos de acuerdo al punto de burbuja



2.3. Clasificación de acuerdo a las características de los fluidos producidos


Existen 5 tipos de fluidos en el yacimiento: aceite negro, aceite volátil, gas retrógrado, gas húmedo y gas seco. El tipo de fluido es factor decisivo en muchas de las decisiones que deben ser tomadas en cuanto al yacimiento, como el método de muestreo de fluidos, tipo y tamaño del equipo de superficie, el procedimiento de cálculo para determinar el aceite y gas, etc.


Se requiere de tres propiedades para identificar el tipo de fluido, siendo el más importante la producción inicial de RGA, seguido del color y la gravedad API del líquido a condiciones estándar.


  • Yacimiento de aceite negro

Este tipo de fluido también es conocido como crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario. Su nombre es debido a que su color es normalmente negro debido a sus compuestos pesados, aunque también puede ser marrón o verdoso. Está compuesto por una amplia variedad química que incluye moléculas grandes, pesadas y no volátiles. Estos crudos tienen una RGA inicial de 2,000 pcs/STB o menos, la cual se incrementa durante la producción cuando la presión del yacimiento cae por debajo del punto de burbuja. Su factor volumétrico, Bo, es menor o igual a 2.0 bbl/STB. A condiciones estándar, tiene una gravedad de 45°API, la cual disminuye ligeramente con el tiempo y vuelve a incrementarse a una edad avanzada del yacimiento. Su contenido de C7+ es mayor a 20% mol.


El diagrama de fase típico del aceite negro se muestra en la Figura 5. Las líneas dentro de la fase envolvente están espaciadas de manera uniforme, lo que representa un volumen de líquido constante, medido en porcentaje de volumen total. Estas líneas son conocidas como líneas de calidad. El aceite contiene gas disuelto, el cual se libera formando una fase de gas libre según la presión disminuye. Gas adicional evoluciona del aceite con el desplazamiento del yacimiento a la superficie, lo que causa un encogimiento del aceite, sin embargo, a condiciones de separador se indica que una gran cantidad de líquido llega a la superficie.


Figura 5. Diagrama de fase de los yacimientos de aceite negro


  • Yacimiento de aceite volátil

Los aceites volátiles también son conocidos como crudos de alto encogimiento o crudos cercanos al punto crítico. Su nombre se debe a que hasta el 50% del aceite puede convertirse en gas. Contienen menos moléculas pesadas y más intermedias que el aceite negro. Produce un aceite usualmente de color café, naranja o verde en ocasiones. Los aceites volátiles tienen una producción inicial de RGA de 2,000 a 3,300 pcs/STB. E A condiciones estándar, tiene una gravedad de 40°API o mayor. Tanto la RGA como la gravedad API incrementan durante la producción cuando la presión del yacimiento disminuye por debajo del punto de burbuja. Su factor volumétrico, Bo, es mayor a 2.0 bbl/STB. Su contenido de C7+ va de 12.5 a 20% mol.


El diagrama de fase típico del aceite volátil se muestra en la Figura 6. Su temperatura crítica es ligeramente mayor que la temperatura del yacimiento. Las líneas de calidad no están espaciadas uniformemente, sino que se desplazan hacia arriba hacia la línea del punto de burbuja. Si hay una reducción en la presión por debajo del punto de burbuja, se presenta la liberación de una gran cantidad de gas en el yacimiento.


Figura 6. Diagrama de fase de los yacimientos de aceite volátil


  • Yacimiento de gas retrógrado

Los gases retrógrados también son conocidos como condensados. El gas en superficie es rico en moléculas intermedias, que usualmente son procesadas para remover propano líquido, butanos, pentanos e hidrocarburos más pesados. Inicialmente sólo hay gas retrógrado en el yacimiento, pero al disminuir la presión se exhibe un punto de rocío en donde se condensan líquidos en el yacimiento, estos normalmente no fluyen ni pueden ser producidos. El líquido puede ser de color claro, café, naranja, verdoso o transparente. Los gases retrógrados tienen una producción inicial mínima de RGA de aproximadamente 3,300 pcs/STB, a pesar de que el máximo no está bien definido, hay valores observados de hasta 150,000 pcs/STB. A condiciones estándar, tiene una gravedad de entre 40 y 60 °API. Tanto la RGA como la gravedad API incrementan durante la producción cuando la presión del yacimiento disminuye por debajo del punto de rocío. Su contenido de C7+ es menor a 12.5 % mol.


El diagrama de fase típico del gas retrógrado se muestra en la Figura 7. Su punto crítico se encuentra por debajo y a la izquierda de la envolvente, resultado de que los gases retrógrados contienen menos hidrocarburos pesados que los aceites. La temperatura crítica es menor que la temperatura del yacimiento y el punto cricondentérmico es mayor que la temperatura del yacimiento.


Figura 7. Diagrama de fase de los yacimientos de gas y condensado retrógrado


  • Yacimiento de gas húmedo

En los yacimientos de gas húmedo predominan las moléculas pequeñas. El gas en yacimiento está normalmente saturado por agua, sin embargo, la palabra “húmedo” hace referencia al hidrocarburo líquido que se condensa a condiciones de superficie, el cual es normalmente transparente. El rango de gravedad API es el mismo que en los líquidos del gas retrógrado. Los gases húmedos tienen una muy alta producción de RGA, para propósitos ingenieriles se considera como gas húmedo una producción mayor a 50,000 pcs/STB. Tanto la RGA como la gravedad API se mantienen constantes durante la vida del yacimiento.


El diagrama de fase típico del gas húmedo se muestra en la Figura 8. Todo el diagrama de fase de la mezcla de hidrocarburos yace por debajo de la temperatura del yacimiento. La línea de presión no entra en la fase envolvente, por lo que no se forma líquido en el yacimiento. Sin embargo, las condiciones de separador yacen dentro de la fase envolvente, resultando en la formación de algo de líquido en la superficie.


Figura 8. Diagrama de fase de los yacimientos de gas húmedo


  • Yacimiento de gas seco

Los yacimientos de gas seco también pueden ser llamados simplemente como yacimientos de gas. La composición de un yacimiento de gas seco es principalmente metano con algunos intermedios. La palabra “seco” hace referencia a que el gas no contiene suficientes moléculas pesadas para formar hidrocarburos líquidos en superficie, sin embargo, se condensa algo de agua.


El diagrama de fase típico del gas húmedo se muestra en la Figura 9. Se observa que la mezcla de hidrocarburos solo es gas en el yacimiento y que las condiciones de separador yacen por fuera de la fase envolvente, por lo que no se forma líquido en el yacimiento ni en superficie.


Figura 9. Diagrama de fase de los yacimientos de gas seco



2.4. Clasificación de acuerdo al mecanismo de producción


La producción inicial de hidrocarburos está acompañada por el uso de la energía natural de este, a lo cual se le conoce como producción o recuperación primaria. Existen cinco mecanismos naturales de recuperación primaria en los yacimientos: empuje por expansión de la roca, empuje por gas disuelto, empuje por casquete de gas, empuje hidráulico y empuje por segregación gravitacional.


  • Yacimientos con empuje por expansión de la roca

El mecanismo por expansión de la roca, también es conocido como mecanismo de compactación. La producción de aceite y gas del yacimiento genera una reducción de la presión de los fluidos en el mismo, lo que a su vez implica un aumento en la presión de sobrecarga en la formación. Este aumento de presión en los granos de la formación causa su compactación y a su vez podría llevar a ocasionar una subsidencia en la superficie. Por tanto, el aceite y gas es expulsado debido a la reducción del volumen poroso en el yacimiento. Este mecanismo solo es relevante si la compresibilidad de la formación es grande, lo cual sucede en las formaciones constituidas por carbonatos. El efecto de este mecanismo de empuje se ha determinado mejor en yacimientos a menos de 2,000 m de profundidad. Dentro de sus principales características se puede mencionar que la presión declina de manera rápida y continua si la presión inicial es mayor a la presión de burbuja, no hay producción de agua, excepto con una alta Sw, la RGA permanece baja y constante y la recuperación final varía de 1 a 10 %, con un promedio de 3 %.


  • Yacimientos con empuje por gas disuelto

Este mecanismo de producción es el resultado de la liberación del gas en solución en el aceite, provocando expansión y expulsión del aceite. Los yacimientos de tipo trampa estratigráfica son comúnmente de este tipo debido a que se impide la presencia de acuíferos de tamaño apreciable. Dentro de sus principales características se puede mencionar que la presión declina de manera rápida y continua, no hay producción de agua, excepto con una alta Sw, la RGA aumenta rápidamente y posteriormente cae y la recuperación final varía de 5 a 35 %, con un promedio de 20 %. Este tipo de yacimiento requiere de un bombeo temprano.


  • Yacimientos con empuje por casquete de gas

Este mecanismo de producción se da por la expansión de la capa del gas libre (casquete de gas presente en la parte superior del yacimiento). Se considera como un mecanismo de avance frontal, por lo tanto, la recuperación es generalmente mayor que la de los que producen por empuje de gas disuelto. Dentro de sus principales características se puede mencionar que la presión declina de manera gradual, no hay producción de agua, la RGA aumenta de manera continua en formaciones inclinadas y la recuperación final varía de 20 a 40 %, con un promedio de 25 %. Es importante conservar el gas de la capa dado que es la energía de producción del aceite.


  • Yacimientos con empuje hidráulico

El empuje natural por efecto del acuífero, también conocido como empuje hidráulico, ocurre en los yacimientos que tienen un acuífero asociado. Se empieza a presentar una vez que se reduce la presión en el yacimiento, lo que permite que el agua en el acuífero se expanda y fluya dentro de la zona de aceite del mismo. Este mecanismo de desplazamiento es de los más eficientes, dependiendo del tipo de formación de que se trate, ya que ha presentado de los factores de recuperación más altos alrededor del mundo. Dentro de sus principales características se puede mencionar que la presión declina de manera gradual, la producción de agua aumenta rápidamente en pozos de zonas bajas del yacimiento, la RGA se mantiene baja si la presión es alta y la recuperación final varía de 35 a 80 %, con un promedio de 50 %.


  • Yacimientos con empuje por segregación gravitacional

A pesar de que la presencia de este tipo de yacimientos no es muy común, es el mecanismo de producción más eficiente. Está relacionado con el empuje por capa de gas. La segregación gravitacional se relaciona normalmente con yacimientos de grandes espesores o que tienen un echado considerable, lo que permite que por gravedad los fluidos pesados vayan a ocupar las partes bajas del mismo y que el gas, al ser más ligero tienda a ocupar la parte superior. Al lograrse esto dentro de este tipo de yacimientos, la capa de gas opera de manera muy eficiente, ya que hace el efecto de un pistón que empuja el aceite y los fluidos más pesados hacia abajo. Entre sus principales características destaca su baja RGA en formaciones poco inclinadas y RGA alta en los pozos localizados en la parte alta de la estructura, formación de una capa de gas secundaria, la producción de agua es despreciable y su recuperación final varía de 40 a 80 %, con un promedio de 60 %.


La Figura 10 muestra el comportamiento de la eficiencia de recuperación según el mecanismo de producción.


Figura 10. Influencia de los mecanismos de producción en el factor de recuperación



2.5. Recuperación Primaria, Secundaria y Mejorada


En Ingeniería de Yacimientos se considera que existen tres etapas de explotación en la vida de los yacimientos de aceite y gas: primaria, secundaria y mejorada.


  • Primaria

Es la recuperación de hidrocarburos del yacimiento por medio de su energía natural durante la etapa de producción inicial del campo o yacimiento. Este periodo se destaca por un alto volumen de producción que declina relativamente rápido. En esta etapa se puede considerar el empleo de tecnologías en el pozo, como el uso de sistemas artificiales de producción y fracturamiento hidráulico de la formación; en el área de perforación, el empleo de pozos horizontales y multilaterales


  • Secundaria

La etapa de recuperación secundaria incluye el uso de técnicas básicas como inyección de agua o gas natural al yacimiento con el objetivo de mantener la presión del yacimiento o como método de desplazamiento de los fluidos dentro del yacimiento. También se pueden emplear tecnologías como sistemas artificiales de producción.


Cuando el agua procede de un acuífero o es inyectada en los pozos, el recobro es acompañado por un mecanismo de desplazamiento, el cual puede ser ayudado por drenaje gravitacional o expulsión capilar. El gas se inyecta como fluido de desplazamiento para ayudar al recobro de crudo y también como gas cíclico para recuperar condensados.


  • Terciaria y/o Mejorada

Cuando los procesos secundarios no resultan efectivos se continúa la explotación de un campo o yacimiento mediante la recuperación mejorada, la cual utiliza técnicas como inyección de gases miscibles o inmiscibles como CO2, gas natural, etc.; métodos térmicos como inyección de vapor o aire para generar una combustión in situ en el yacimiento, métodos químicos como inyección de polímeros o surfactantes para reducir la tensión superficial, así como el desarrollo de nuevas instalaciones para recuperar más aceite del yacimiento.


Adicional a la adición de energía al yacimiento, este proceso considera cambios en las propiedades de la roca (como de la mojabilidad) o del fluido (como la viscosidad o tensión interfacial). Sin embargo, el mismo proceso se considera para casos donde el recobro primario no se utilizó por bajo potencial de recobro. En este caso el término terciario está mal empleado. En algunos yacimientos es ventajoso iniciar un proceso secundario o terciario antes de terminar la producción primaria.




3. RESERVAS DE HIDROCARBUROS


Las reservas son los volúmenes de hidrocarburos presentes en un yacimiento, que se pueden recuperar comercialmente.



3.1. Clasificación de reservas según el grado de certeza


  • Reservas posibles

Es la cantidad estimada de aceite o gas en un yacimiento que después de haberse realizado un estudio geológico completo, se dice puede ser factible su producción. La información en la que se basa la obtención de este estimado arroja un grado de certeza bajo y asegura probabilidades de éxito de alrededor un 10%. Se tiene “conocimiento” de que pueden existir, pero no han sido probadas.


  • Reservas probables

Es la cantidad estimada de aceite o gas en un yacimiento, que luego de haberse realizado los estudios geológicos correspondientes, al igual que perforado la acumulación en estudio, se espera un grado de certeza de un 50%. No obstante, dicha certeza no es lo suficientemente significativa como para ser calificada como reserva probada. Se tiene “certeza” de que existen, pero no de que puedan tenerse en superficie, depende de diversos factores como tecnología, economía, etc.


  • Reservas probadas

Es la cantidad estimada de aceite o gas en campos conocidos de una acumulación, que han sido basados en una completa información geológica y de ingeniería que han permitido obtener un grado de certeza alto, de alrededor un 90%. Este grado de certeza indica la factibilidad de su recuperación bajo condiciones económicas y operativas existentes. Se tiene “certeza” de que existen y de que pueden tenerse en superficie.



3.2. Clasificación de reservas según la energía del yacimiento


  • Reservas primarias

Es la cantidad estimada de aceite o gas que puede ser recuperable bajo condiciones naturales del yacimiento, es decir, con la energía natural del mismo.


  • Reservas secundarias

Es la cantidad adicional de hidrocarburos que pueden ser recuperables si se le inyecta un poco de energía al sistema mediante mecanismos de recuperación como inyección de agua, gas, o de cualquier otra fuente de energía, que le permita al yacimiento recuperar la presión necesaria para aumentar su producción.



3.3. Clasificación de reservas según las facilidades de producción


  • Reservas desarrolladas

Son aquellas reservas probadas que se espera sean recuperables mediante pozos o instalaciones existentes. Se incluyen las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo menor y generalmente no requieren uso de equipo de perforación para incorporarlas a la producción. Para la estimación de estas reservas debe tomarse en cuenta los pozos activos e inactivos que proporcionen algún potencial.


  • Reservas no desarrolladas

Son los volúmenes de reservas probadas que no pueden ser comercialmente recuperables a través de los pozos e instalaciones de producción disponibles. Incluye las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a la producción y las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones o la profundización de pozos que no hayan penetrado el yacimiento.




4. PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS YACIMIENTOS


Las propiedades petrofísicas son datos de gran importancia en la industria petrolera ya que con ellas se puede predecir el comportamiento de los fluidos dentro del yacimiento, la ubicación espacial de zonas explotables, así como la capacidad y distribución de almacenamiento de dichas zonas.


4.1. Porosidad


La porosidad se denota con el símbolo Ø y se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. Se expresa en fracción o porcentaje y matemáticamente puede ser expresada de la siguiente forma:


Donde:

Vp = volumen poroso

Vr = volumen total de roca


4.1.1. Clasificación de ingeniería de la porosidad


De acuerdo a la interconexión del volumen poroso, la porosidad se define en porosidades absoluta, efectiva y no efectiva.


  • Porosidad total o absoluta

Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado.


Donde:

Vpt = volumen poroso total

Vr = volumen total de roca


  • Porosidad interconectada o efectiva

Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca.


Donde:

Vpi = volumen poroso interconectado

Vr = volumen total de roca


  • Porosidad no interconectada o no efectiva

Es la diferencia que existe entre las porosidades absoluta y efectiva.



4.1.2. Clasificación geológica de la porosidad


Un método común de clasificación de la porosidad se basa en el tiempo en que se desarrolló.


  • Porosidad primaria o intergranular

Es la cual se desarrolló al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados. A su vez, se clasifica en porosidad intercristalina, porosidad intergranular, planos estratificados y espacios sedimentarios misceláneos. La porosidad primaria en rocas carbonatadas puede ser de hasta de 70% de acuerdo al depósito. Otros ejemplos de máxima porosidad se encuentran en depósitos como: lodos de laguna, 70%; estructuras arrecifales, 60%; restos arrecifales, 60%; grainstones ooidales, 40%. En los lodos, la alta porosidad inicial es rápidamente reducida por compactación mecánica en 40%. En las arenas la porosidad primaria se reduce por cementación y compactación química. Una porosidad de 20% es considerada alta para las calizas; la mayoría de las calizas anteriores al Cenozoico tienen una porosidad por debajo del 3%.


  • Porosidad secundaria, inducida o vugular

Es el resultado de un proceso geológico o artificial que tomó lugar después de la depositación de los sedimentos. Puede ser debido a la solución o fractura, o cuando una roca se convierte en otra, por ejemplo, de caliza a dolomita. Se clasifica en porosidad de disolución, dolomitización, porosidad de fractura y espacios secundarios misceláneos.



4.2. Saturación


La saturación se denota como S y se define como la fracción volumétrica de un fluido con relación al volumen poroso de la roca, es decir, es la relación que expresa la cantidad de fluido que satura el medio poroso:


Donde:

Vf = volumen del fluido

Vp = volumen poroso


La saturación de todos los fluidos presentes en el medio poroso es igual a 1.

Donde:

So = saturación del aceite

Sw = saturación del agua

Sg = saturación del gas


Dependiendo de las condiciones a las que se encuentren los fluidos, existen diferentes formas de clasificar las saturaciones; dentro de las más comunes se tiene:


  • Saturación inicial

Es aquella a la cual es descubierto el yacimiento.


  • Saturación remanente

Es la que se tiene en una zona determinada después de un periodo de explotación. Dependiendo de los movimientos de los fluidos, los procesos a los cuales está sometido el yacimiento y el tiempo, la saturación remanente puede ser igual o menor que la saturación inicial.


  • Saturación crítica

Es aquella a la que un fluido inicia su movimiento dentro del medio poroso, en un proceso en el que aumenta la saturación de ese fluido.



4.3. Compresibilidad


La compresibilidad se denota como C. La compresibilidad de cualquier material, ya sea sólido, líquido o gaseoso, en un intervalo de presión dado y a una temperatura fija se define como el cambio de volumen por unidad de volumen inicial causado por una variación de presión:


Como el término (∂V/∂P)T es negativo, se antepone el signo menos en la ecuación, para que la compresibilidad sea positiva.


La compresibilidad total de un yacimiento se define como:


Donde:

Co = compresibilidad del aceite

Cw = compresibilidad del agua

Cg = compresibilidad del gas

Cf = compresibilidad de la formación.



4.4. Permeabilidad


La permeabilidad se denota como k y se define como la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos. La permeabilidad se mide en unidades Darcy, en honor al responsable del desarrollo de la teoría del flujo a través del medio poroso. En general la permeabilidad de un yacimiento es menor a un Darcy, por lo que la medida usual es en milésimas de Darcy, o miliDarcy (mD).


Las ecuaciones que representan la permeabilidad varían según la dirección y el tipo de flujo. En términos generales, un Darcy describe la permeabilidad de un medio poroso a través del cual se produce el flujo de un centímetro cúbico de fluido que tiene un centipoise de viscosidad y fluye en un segundo a través de una longitud de un centímetro y a través de un área en sección transversal de un centímetro cuadrado, bajo la acción de una presión diferencial de una atmósfera:


Donde:

q = gasto volumétrico (cm3/s)

µ = viscosidad del fluido (cp)

L = longitud (cm)

A = área de sección transversal (cm2)

ΔP = caída de presión (atm)


Figura 11. Representación gráfica de la ley de Darcy



4.4.1. Tipos de permeabilidad


  • Permeabilidad absoluta

Se denota simplemente como k, Es aquella permeabilidad que se mide cuando un fluido satura 100 % el espacio poroso. Normalmente, el fluido de prueba es agua, aire o algún otro gas inerte.


  • 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. Para estas condiciones, la permeabilidad puede aplicarse individualmente a cada fase como ko, kw y kg.


  • Permeabilidad relativa

Se define como la relación entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta, esta medida indica la cantidad del fluido que fluirá de acuerdo a la saturación del mismo.


Donde:

ki = permeabilidad efectiva a una cierta saturación

k = permeabilidad absoluta


Figura 12. Curva típica de permeabilidades relativas para sistema gas-aceite


Figura 13. Curva típica de permeabilidades relativas para sistema agua-aceite


La ley de Darcy expresada en términos del campo petrolero es:


Donde:

q = gasto (bpd)

k = permeabilidad (mD)

A = área

ΔP = caída de presión (psi)

µ = viscosidad del fluido (cp)

L = longitud (pies)



4.5. Movilidad


La movilidad se denota como λ. Es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de un fluido.


Donde:

kf = permeabilidad absoluta del fluido

µf = viscosidad del fluido


Relación de movilidad. Se denota como M y se expresa como las relaciones de permeabilidad/viscosidad de un fluido desplazante con respecto a otro fluido desplazado.


Donde:

λw = movilidad del agua

λo = movilidad del aceite


Si M<1, el crudo tiene mayor movilidad que el agua

Si M=1, ambos fluidos tienen igual movilidad

Si M>1, el agua tiene mayor movilidad que el crudo



4.6. Mojabilidad


La mojabilidad es la tendencia de un fluido a extenderse o adherirse a una superficie sólida en presencia de otro fluido inmiscible. Los compuestos polares orgánicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtiéndola en mojable por aceite.


Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto, el ángulo formado por ellos (medido sobre el agua) se llama ángulo de contacto θ. Si θ < 90° se dice que el sistema es mojado por agua y si θ > 90° hace referencia a un sistema mojado por aceite. La mojabilidad de las rocas del yacimiento hacia los fluidos es importante ya que la distribución de los fluidos en el medio poroso es función de la mojabilidad. Debido a las fuerzas de atracción, en un medio poroso la fase mojante ocupa los poros pequeños de la roca, mientras que la fase no mojante ocupas los mayores. La mojabilidad de un gas prácticamente no existe, lo que hace que el gas se localice en las zonas de mayor permeabilidad y porosidad.


Figura 14. Tipos de mojabilidad


4.7. Tensión interfacial y superficial


Al tratar con un sistema multifásico, es necesario considerar el efecto de las fuerzas en la interfase cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto.


Cuando la interfase es entre dos líquidos, las fuerzas que actúan son llamadas tensión interfacial. Es una medida indirecta de la solubilidad. A medida que la tensión interfacial se hace más baja, las dos fases se aproximan más a la miscibilidad.


Por otro lado, cuando estos dos fluidos son un líquido y su vapor, entonces se aplica el término de tensión superficial para describir las fuerzas que actúan sobre la interfase. A medida que el sistema se aproxima al punto crítico, las dos fases se hacen indistinguibles y la tensión superficial se hace cero.


La superficie de los líquidos regularmente está cubierta por una fina película, la cual posee una pequeña fuerza, que actúa como una membrana delgada y que opone cierta resistencia al querer romperla. Esto sucede debido a la atracción entre moléculas dentro del sistema dado. Todas las moléculas son atraídas una hacia otra en proporción al producto de sus masas e inversamente al cuadrado de la distancia entre ellas.


La tensión interfacial o superficial se denota mediante el símbolo σ y tiene las unidades de fuerza por unidad de longitud, dinas/cm. El valor de la tensión interfacial entre crudo y agua, σow, oscila entre 10 y 30 dinas/cm (10 a 30 mN/m). La tensión superficial para sistemas hidrocarburos se puede calcular mediante:


Donde:


PM = peso molecular

ρL = densidad del líquido

ρvap = densidad del vapor


4.8. Presión capilar


Se denota como Pc y hace referencia a la diferencia de presión existente entre una fase curvada que se tiene entre dos fluidos no miscibles que ocupan un sistema capilar.


El desplazamiento de un fluido por otro en el medio poroso puede ayudar o ir en contra de las fuerzas de superficie de la presión capilar. Como consecuencia, con el fin de mantener un medio poroso parcialmente saturado con fluido no mojante y mientras el medio poroso es también expuesto a un fluido mojante, es necesario mantener la presión del fluido no mojante en un valor mayor que la del fluido mojante. Para un medio poroso se ha definido como la capacidad que tiene el medio de succionar el fluido que lo moja y de repeler al no mojante, es decir, la diferencia de presión entre la fase no mojante y la fase mojante.


Su principal aplicación en ingeniería de yacimientos es para calcular la altura de la zona de transición y la saturación de agua irreducible, mediante la siguiente expresión:


Donde:


Pnw = presión de la fase no mojante

Pw = presión de la fase mojante




5. Propiedades de los fluidos del yacimiento


Para entender y predecir el comportamiento volumétrico de los yacimientos de aceite y gas, se deben conocer las propiedades físicas de los yacimientos. Estas propiedades pueden ser determinadas por medio de correlaciones empíricas, análisis composicional de fluidos y/o análisis laboratorio PVT (presión, volumen, temperatura).



5.1. Propiedades del gas


El gas natural es una mezcla de gases hidrocarburos que se encuentra en el subsuelo. Está compuesto principalmente parte por metano, en una proporción mayor al 80%. El gas no siempre está asociado al petróleo líquido. Puede contener impurezas tales como: bióxido de carbono (CO2), nitrógeno (N2), ácido sulfhídrico (H2S), helio (He) y argón (Ar).



5.1.1. Densidad relativa del gas


Se denota como ɣg y se define como la relación entre la densidad del gas y la densidad del aire seco, ambos medidos a las mismas condiciones de presión y temperatura. En términos de peso molecular la densidad relativa de un gas se puede determinar de la siguiente manera:


Donde:

ρg = densidad de la mezcla de gases (lbm)

ρaire = densidad del aire (lbm)

PMg = peso molecular del gas

PMaire = peso molecular del aire = 28.9625


5.1.2. Factor de volumen del gas


Se denota como Bg y se define como el volumen de gas medido a presión y temperatura de yacimiento requerido para producir un pie cúbico de gas medido a condiciones estándar.


Este factor se puede obtener a partir de la ecuación de estado de los gases reales (Ley de Boyle-Mariotte, Ley de Charles-Gay Lussac y Ley de Avogadro), expresado de la siguiente forma:


El comportamiento típico del factor de volumen del gas Bg, con respecto a la variación de presión es:


Figura 15. Comportamiento del factor de volumen del gas vs presión



5.1.3. Factor de compresibilidad del gas


Se denota como Z. El gas ideal puede definirse como el gas cuyo volumen se reduce a la mitad al duplicarse la presión y cuya presión se dobla si se duplica la temperatura manteniendo el volumen constante. En la realidad no existen gases ideales o perfectos; sin embargo, muchos gases cerca de la temperatura y presión atmosféricas se aproximan a la idealidad. Al valor numérico que representa una medida de la desviación del comportamiento ideal del gas se le denomina factor de supercompresibilidad, factor de compresibilidad, o factor de desviación del gas.


Un método para el cálculo de factor de desviación Z, es el propuesto por Standing y Katz, esta correlación está basada en los parámetros pseudoreducidos de temperatura (Tpr) y presión (Ppr), los cuales a su vez se relacionan con los parámetros pseudocríticos de temperatura (Tpc) y presión (Ppc).


Condiciones pseudocríticas para gas superficial:


O también:


Para las condiciones pseudoreducidas:


Una vez obtenidos los valores de las condiciones pseudoreducidas se busca el valor de Z en el gráfico presente en la Figura 16.


Figura 16. Factor Z de Standing & Katz



5.1.4. Viscosidad del gas


Se denota como μg. Es una propiedad que determina la resistencia al flujo que presenta el gas durante su producción y transporte. La viscosidad depende de la presión y la temperatura. Al aumentar la temperatura a presión constante, la viscosidad de un líquido disminuye, mientras que la viscosidad de un gas aumenta. Esto debido a que en los líquidos predominan las fuerzas de cohesión y éstas disminuyen al aumentar la temperatura. Por otra parte, los gases deben su viscosidad predominantemente a la transferencia de cantidad de movimiento molecular y ésta aumenta con la temperatura. En el caso de los hidrocarburos en un yacimiento, se tiene una mezcla de líquido y gas; ésta cambia considerablemente su viscosidad al variar la presión y/o la temperatura; la variación de la viscosidad es más fuerte con la temperatura. Sus unidades son los centipoises, cp. La viscosidad del gas también se determina por medio de correlaciones empíricas con un margen de error inferior al 2 %. La correlación de Carr et al permite obtener la viscosidad del gas a la presión atmosférica, μ1.


Donde:


El comportamiento de la viscosidad, respecto a la presión ejercida sobre el gas obedecerá a la siguiente tendencia.


Figura 17. Comportamiento de la viscosidad del gas vs presión




5.2. Propiedades del aceite

5.2.1. Factor de volumen del aceite


Se denota como Bo y se define como el volumen de aceite a condiciones de yacimiento que se necesita para producir un barril de aceite a condiciones estándar. El volumen de aceite @ c.y. contiene gas disuelto.


El comportamiento del Bo con respecto a la caída de presión en yacimiento está definido en la Figura 18.


Figura 18. Comportamiento del factor de volumen del aceite vs presión



5.2.2. Relación de solubilidad gas - aceite


Se denota como Rs y se define como los pies cúbicos de gas disuelto en el aceite a determinadas condiciones de presión y temperatura, por cada barril de aceite en el tanque, ambos medidos a condiciones de estándar.


La solubilidad de gas natural en el aceite depende de la presión, temperatura y la composición de gas y aceite. Para un gas en particular y aceite a temperatura constante, la cantidad de gas en solución incrementa con la presión y, a presión constante, la cantidad disminuye conforme aumenta la temperatura. Para cualquier temperatura y presión, la cantidad de gas en solución incrementa conforme la composición de gas y aceite se aproximen una a la otra, eso sucederá para cuando se tenga alta gravedad específica en los gases y altos grados API en el aceite. El gas es infinitamente soluble en el aceite, la cantidad estará limitada solo por la presión o por la cantidad de gas disponible.


Figura 19. Comportamiento del gas en solución-aceite vs presión



5.2.3. Densidad relativa del aceite


Se denota como ɣo y se define como la relación entre la densidad del líquido y la densidad del agua, a las mismas condiciones de presión y temperatura.


En la industria petrolera se emplea la densidad en grados API, expresada de la siguiente manera:


Katz propuso un método para determinar la densidad del aceite, a condiciones de presión y temperatura a partir de la relación de solubilidad, el factor de volumen del aceite, la densidad relativa del aceite y la densidad relativa del gas disuelto.


El comportamiento típico de la densidad del aceite debido al cambio en la presión del sistema se muestra en la Figura 20.


Figura 20. Comportamiento de la densidad del aceite vs presión


5.2.4. Viscosidad del aceite


Se denota como μo. Es una propiedad que determina la resistencia al flujo que presenta el aceite durante su producción y transporte. Los valores de μo se requieren a diferentes presiones, tanto en Ingeniería de


Yacimientos como en Ingeniería de Producción. Si se dispone de un análisis PVT las medidas de la viscosidad se reportan a la presión y temperatura del yacimiento y a diferentes presiones. No obstante, a medida que el fluido fluye a superficie su temperatura disminuye, lo que involucra la necesidad de corregir la viscosidad para cambios de temperatura, mediante correlaciones empíricas. Los principales factores de interés que afectan la μo son: la composición del petróleo, la temperatura, el gas disuelto y la presión. La μo aumenta cuando disminuye la API y también aumenta con un decremento en la temperatura. El efecto del gas disuelto es alivianar el aceite y por tanto disminuir su viscosidad. Mientras exista un incremento en la presión sobre un aceite bajosaturado, su viscosidad se incrementará.


El método más común de obtener la viscosidad del aceite consiste en evaluar la propiedad para el aceite muerto (aceite sin gas disuelto) para luego corregirla por efectos del gas disuelto.


Para sistemas saturados se utilizan la correlación de Beggs y Robinson, desarrollada con más de 2000 mediciones de viscosidad, usando 600 muestras distintas de aceite. El rango de variables de los datos usados se da a continuación:


Donde:

La viscosidad del aceite muerto se calcula:


Donde:




5.2.5. Presión de saturación


Se denota como Pb, también llamada presión del punto de burbuja, es la presión a la cual el crudo líquido libera la primera burbuja de gas previamente disuelta en él. Se determina en función de la temperatura, la gravedad específica del gas (ɣg), la gravedad específica del aceite (ɣo) y la cantidad de gas disuelto en el crudo (Rs).


La presión de saturación puede determinarse a través de estudios de laboratorio, sin embargo, también a partir de correlaciones, entre las que destacan las siguientes:


  • Correlación de M. B. Standing


El rango de aplicación de la correlación de Standing es:


Pb = 130 a 7,000 psi

T = 100 a 258 °F

Rsb = 20 a 1.425 pcn/BF

API = 16.5 a 63.8

ɣg = 0.59 a 0.95


  • Correlación de Vázquez-Beggs


Donde:


El rango de aplicación de la correlación de Vázquez & Beggs es:


Pb = 50 a 5,250 psi

T = 70 a 295 °F

RGA = 20 a 2,070 pcn/BF