Saturación, Permeabilidad Relativa, Tensión Superficial e Interfacial y Presión Capilar.

UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NUCLEO MONAGAS

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO

PROPIEDADES DE ROCAS Y LOS FLUIDOS

SATURACIÓN, PERMEABILIDAD EFECTIVA Y RELATIVA, PRESIÓN CAPILAR, TENSIÓN SUPERFICIAL E INTERFACIAL

PROFESOR:                                                                               ASISTENTE:

Ing. Henry Martínez                                                                Maiker Blanco

MATURÍN, Abril del 2007

Introducción

         El yacimiento es una unidad física subterránea constituida por rocas porosas, limitada y conectada hidráulicamente, capaz de contener fluidos.

Para analizar su comportamiento es necesario conocer las características físicas de los mismos yacimientos, los cuales guardan una estrecha relación con los fluidos contenidos en él, entre las cuales podemos mencionar: la porosidad, la permeabilidad, la saturación, etc., así como también ciertas fuerzas naturales que actúan en el movimiento de los fluidos hacia los pozos como son las fuerzas capilares, entre otras.

En un yacimiento pueden encontrarse dos o más fluidos. La existencia de estos simultáneamente en una roca porosa requiere que términos tales como presión capilar, permeabilidad, mojabilidad, sean definidos.

Cuando existe sólo un fluido en el espacio poroso hay sólo un tipo de fuerza por considerar, la atracción entre la roca y el fluido. Pero cuando se trata de sistemas multifásicos hay al menos tres fuerzas actuando y afectando la presión capilar y la mojabilidad. En estos sistemas es necesario considerar el efecto de las fuerzas que actúan en la interfase cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto. En el caso de que estos dos fluidos sean líquido y gas la fuerza recibe el nombre de tensión superficial, y si los dos fluidos son petróleo y agua la fuerza es denominada tensión interfacial.

Otra propiedad de suma importancia en este trabajo y por las cuales se puede predecir el comportamiento de un yacimiento son las curvas de permeabilidad relativa, las cuales al igual que la presión capilar tiene una estrecha relación con la humectabilidad y la saturación.

SATURACIÓN

Es la propiedad que poseen algunas rocas de estar impregnadas por algún tipo de fluido (agua, petróleo o gas) con los espacios porosos llenos hasta su capacidad.

En otras palabras, es la concentración de fluidos en el espacio poroso interconectado.

La saturación es el estado de una disolución en el que existe equilibrio entre el número de moléculas de soluto que se disuelve y el número de las que se precipitan.

Un yacimiento puede estar saturado de agua, petróleo o gas. Por consiguiente, habrá saturaciones para el fluido mojante y para los fluidos no mojantes. El fluido mojante es aquel que se adhiere preferentemente a la superficie de las paredes del grano o material de la roca. Un fluido no mojante es aquel que fluye entre el líquido mojante o por los espacios no ocupados por el fluido mojante.

TIPOS DE SATURACIÓN

Para estimar la cantidad de hidrocarburos presentes en el yacimiento, es necesario determinar la fracción del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes. Dicha fracción de volumen poroso ocupado por agua, petróleo o gas es precisamente lo que se denomina saturación del fluido.

Así que, en el yacimiento se presentan tres (3) fluidos: petróleo(o), agua(w) y gas(g).

• Saturación de petróleo (S0): Es la fracción del volumen poroso de un yacimiento ocupado por el petróleo. Se expresa mediante la ecuación:

  Donde:

                  S0=(V0 / Vp) x 100                       V0 = Volumen del petróleo

                                                           Vp = Volumen poroso

• Saturación del agua (Sw): Es la fracción del volumen poroso de un yacimiento ocupado por el agua connata. Se expresa mediante la ecuación:

  Donde:

Sw = (Vw / Vp) x 100                        Vw = Volumen del agua

                                                    Vp = Volumen poroso

• Saturación de gas (Sg): Es la fracción del volumen poroso de un yacimiento ocupado por gas. Se expresa mediante la ecuación:

  Donde:

Sg= (Vg / Vp) x 100                         Vg = Volumen de gas

                                                Vp = Volumen poroso

En general la saturación se puede calcular mediante la siguiente ecuación:

              Sf = (Vf / Vp) x 100        

                                         Donde:

                                              Sf = Saturación del fluido (gas, agua, petróleo)

                                              Vf = Volumen del fluido

Además, en el medio poroso se cumple:

Sg+So+Sw=1

PROPIEDADES DE UN FLUIDO EN ESTADO DE SATURACIÓN:

• Saturación crítica del gas: Es la saturación máxima alcanzada en el yacimiento, al disminuir la presión por debajo del punto de burbujeo, antes de que la permeabilidad relativa del gas tenga un valor definitivo, es decir, antes de que el gas libre del yacimiento comience a fluir a través de los canales de la roca.
• Saturación residual del gas: Es la saturación del gas en el yacimiento al momento de abandonar el mismo. Cabe destacar que ha medida que la temperatura y la presión aumenta, tiende a evaporarse más líquido, es decir, todo fluido en el yacimiento tiene un valor dado de presión y temperatura de saturación.
• Saturación residual del petróleo (Sorw): Es el mínimo valor de saturación en el cual este se puede encontrar en el yacimiento, si se explica explica a partir de los valores de permeabilidad relativa tanto de agua como de petróleo. Por ejemplo se puede decir que cuando la permeabilidad relativa del petróleo es cero (0) el yacimiento lo que produce es agua.

Entonces, la Sorw no es más que petróleo que queda entrampado en el yacimiento (sin movilidad) por causa del agua, cuando la presión disminuye y no se puede producir en forma natural.

• Saturación de agua connata (Swc): Es el mínimo valor de saturación de agua que se puede encontrar en un yacimiento, también se puede explicar a partir de valores de permeabilidad relativa tanto de agua como de petróleo. Prueba de esto es cuando la permeabilidad relativa del agua es cero (0) el yacimiento lo que produce es petróleo.

Entonces, Swc es la saturación de agua inicial en cualquier punto en el reservorio.

• Saturación promedio: Esta saturación va a depender del tipo de fluido, así que se pueda hacer por promedio aritmético, ponderadamente por espesor, área, volumen y por técnicas estadísticas de distribución.

• Promedio aritmético.

                                       SPi = ( ∑ Sij ) / n

• Ponderado por:

          Espesor                SPi = ( ∑ Sij * Aj ) / ∑ hj

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