Capitulo V
51
UNIVERSIDAD NACIONAL DEL ALTIPLANO FACULTAD DE INGENIERÍA GEOLÓGICA Y METALÚRGICA Ing. Georges Florencio LLERENA PEREDO. GEOLOGÍA DEL PETROLEO Capitulo V LOS FLUIDOS EN LOS YACIMIENTOS PETROLIFEROS
-
Upload
miguel-angel-mamani-torres -
Category
Documents
-
view
213 -
download
0
description
nj
Transcript of Capitulo V
UNIVERSIDAD NACIONAL DEL ALTIPLANO
FACULTAD DE INGENIERÍA GEOLÓGICA Y
METALÚRGICA
Ing. Georges Florencio LLERENA PEREDO.
GEOLOGÍA DEL PETROLEO
Capitulo V
LOS FLUIDOS EN LOS YACIMIENTOS PETROLIFEROS
Introducción
Por debajo de una cierta profundidad, variable en función de la topografía, todos los huecos de las rocas, están rellenos normalmente de agua. Esta agua, es en gran parte un agua fósil aprisionada allí desde la sedimentación
La formación de los yacimientos es una consecuencia:
1. De las condiciones geológicas y de sus variaciones en el tiempo
2. De las propiedades físicas y químicas de los fluidos existentes, que condicionan sus reacciones, a las modificaciones del medio
Disposición de los fluidos en un
yacimiento
En un yacimiento, los hidrocarburos se separan del agua y se disponen en función de sus densidades relativas, el gas ocupa la parte mas elevada estructuralmente, el petróleo se coloca debajo, flotando a su vez sobre el agua
El agua esta presente en todos los yacimientos. Por el contrario el petróleo o el gas pueden faltar. Yacimientos de gas sin petróleo
DISPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS EN UN YACIMIENTO
Fig. 5.1 Diagrama de la distribución de los fluidos en un almacén
Disposición de los fluidos en un
yacimiento
En un yacimiento, el agua, llamada saturación relativa del agua, varia ocupando entre el10 y el 30% del volumen de los huecos. Hacia la base la saturación aumenta hasta alcanzar el 100%
La superficie de contacto agua-hidrocarburos presenta una zona de transición de espesor variable. De la misma manera, se reconoce una zona de transición petróleo-gas, cuando ambos fluidos están presentes
Disposición de los fluidos en un
yacimiento
La potencia de las zonas de transición, depende de las características del almacén y de las densidades de los fluidos en contactos
Es tanto mas grande, cuanto mas finos sean los poros y cuanto mas similares sean las densidades de los fluidos
El valor de la saturación relativa de agua, puede ser medido directamente sobre las muestras
Disposición de los fluidos en un
yacimiento
Del valor de la saturación de agua, depende además el tipo de producción que se puede espesar; para saturaciones inferiores a 20% el agua queda fijada sobre las paredes de los poros y el yacimiento produce un petróleo seco; entre 20 y 50% los pozos producen una mezcla de petróleo y agua; si la saturación sobrepasa el 50% existe el riesgo de tener una producción de agua, quedándose el petróleo en el yacimiento
Disposición de los fluidos en un
yacimiento
La determinación del ángulo de inclinación de la superficie de contacto agua-petróleo no es fácil. Tres causas principales, pueden inducir a error:
1. La posición exacta del nivel de agua no es siempre neta. Depende de las características del almacén
2. Si existen varios horizontes-almacén, mas o menos lenticulares se esta en presencia de dos o varios niveles no relacionados entre si
3. La presencia de fallas, pueden inducir a error en el mismo sentido
DISPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS EN UN YACIMIENTO
Fig. 5.2 Ejemplos teóricos de inclinación aparente del contactoagua-petróleo.
a) Lenticulación del almacén y correlación inexactas b) Falla desconocida
Principales características de los
fluidos
Las aguas de yacimiento, su abundancia en todas las rocas porosas, presentan problemas en la exploración y explotación petrolífera, ya se trate de fuentes saladas o sulfurosas que pueden considerarse como indicios
Es imposible separar completamente el estudio del agua subterránea del de hidrocarburos
Principales características de los
fluidos
En una roca almacén, el agua esta presente bajo dos formas:
1. Agua libre Que ocupa los poros de la roca almacén. Pueden moverse hacia los puntos de baja presión o sondeos
2. Agua intersticial en los poros siempre queda una cierta cantidad de agua que no ha podido ser desplazada por la llegada de petróleo o gas. Se mantiene por fuerzas de capilaridad y en forma de agua absorbida por minerales arcillosos
Principales características de los
fluidos
Es el agua intersticial y es su volumen el que se mide para valorar la saturación relativa en el almacén
El agua intersticial, tapiza los poros de la roca-almacén, aislando a los hidrocarburos, de la materia mineral; solo existe contactos entre petróleo y agua o entre gas y agua
Composición de las aguas de
yacimiento
Todas las aguas de yacimiento, debido al contacto con los minerales de rocas, contienen sales disueltas. De la concentración y naturaleza de estas sales, dependen todas las propiedades particulares de las aguas de yacimiento
El estudio de la composición de las aguas, ayuda a reconstruir la historia geológica de la cuenca y la historia de acumulación de los hidrocarburos
Los análisis del agua
Deben expresarse tanto la concentración total, como la concentración de cada una de las sales disueltas
Los valores se expresan en : ppm y se presentan en forma de diagramas por ej. Diagramas de columnas, diagramas radiales, diagramas semi-logarítmico
PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS
Fig. 5.3 Tres tipos de representación gráfica de una misma agua.a) Diagrama Semi-logarítmico (Schoeller)b) Diagrama radial (Ticket)c) Diagrama de columnas
Concentración global de las aguas
de yacimiento
La mayor parte son aguas saladas, en un mismo horizonte-almacén, la concentración de sales disueltas varia muy ampliamente de un punto a otro. Esta variación puede ser por infiltración de agua meteórica por los afloramientos
Las variaciones se representan en mapas de isoconcentracion isosalinidad, destinados a mostrar las direcciones de invasión de un horizonte poroso y permeable por el agua dulce
PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS
Fig. 5.4 Curvas de Isosalinidad de la parte superior del Dogger de lacuenca de Paris
Concentración global de las aguas
de yacimiento
En la mayor parte de los casos, se nota que los yacimientos de petróleo y gas se encuentran en las zonas no invadidas o ligeramente invadidas, que conservan una relativa concentración de sales
La invasión de agua dulce ha traído como consecuencia, no solo el barrido de los hidrocarburos y su desplazamiento, sino la destrucción del yacimiento
PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS
Composición química de las aguas de yacimiento
Los elementos más frecuentes en las aguas de yacimiento, así como en la mayor parte de las aguas subterráneas, son principalmente:
o Iones positivos: metales alcalinos Sodio (Na+)
Potasio (K+) Alcalino-térreos Calcio (Ca++)
Magnesio (Mg++)
o Iones negativos: ácidos fuertes Sulfatos (SO4=)
Cloruros (Cl-) Ácidos débiles Carbonatos (CO3
=) Bicarbonatos (CO3H
--)
A veces, para caracterizar una salmuera, se emplean los términos siguientes (Palmer):
Salinidad primaria, correspondiente a los ácidos fuertes (SO4
=, Cl- combinados con bases primarias (Na+, K+). Salinidad secundaria, correspondientes a los ácidos fuertes, combinados con bases secundarias (Ca++, Mg++). Alcalinidad primaria, ácidos débiles (CO3
= y CO3H-) con bases primarias.
Alcalinidad secundaria, ácidos débiles con bases secundarias.
PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS
Además de las concentraciones iónicas que se pueden representar en los diferentes diagramas, se utilizan igualmente para caracterizar y comparar diversas aguas, un cierto número de relaciones entre miliequivalentes, tales como:
.,,,,3
4 etcrNa
rK
rNa
RCa
rCa
rMG
rCO
rSO
rCl
NarCl
PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS
Fig. 5.5 Algunos ejemplos deaguas de yacimiento
Crudos
Los crudos son mezclas complejas de compuestos diversos, donde predomina los hidrocarburos
Los hidrocarburos pertenecen a tres tipos químicos diferentes: hidrocarburos parafínicos, naftenicos y aromáticos
Un petróleo se llama de base parafinita naftenica o aromática
Propiedades físicas generales de
los crudos
Densidad, la densidad media de los crudos, se coloca alrededor de 0.8 oscilando entre 0.7 y 1. Son muy raros los crudos que pueden presentar densidades ligeramente superiores a 1
La densidad de los crudos, varia con la profundidad de los yacimientos
Densidad
La densidad es menor, cuanto mas profunda sea la acumulación
Los crudos son mas ligeros cuanto mas antiguos sean. Estas dos reglas no son absolutas se conocen ejs. No se cumple
La densidad se expresa en grados A.P.I (American Petroleum Institut). El grado API esta ligado a la densidad (peso especifico). Los valores son tanto mas elevados, cuanto mas ligero sea el crudo
Viscosidad
Es una propiedad importante. Algunos crudos de densidad elevada, son igualmente muy viscosos y no pueden ser explotados
De su viscosidad, depende la capacidad de los crudos para desplazarse en el interior de las rocas almacén, tanto durante la migración, como en la explotación
PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS
Fig. 5.6
Viscosidad
En las rocas almacén varia según las condiciones físicas del yacimiento:
Disminuye cuando aumenta la temperatura y cuando aumenta la proporción del gas disuelto
Por el contrario crece con la presión, pero ligeramente en relación a las variaciones inversas que se producen bajo el efecto de la temperatura y del gas disuelto
Viscosidad
El aumento de presión, viene acompañado de un aumento del volumen de gas disuelto, que en disolución, reduce la viscosidad
En un almacén donde existen a la vez petróleo y gas, la viscosidad del petróleo alcanza un valor mínimo a la presión de saturación. A continuación aumenta ligeramente, si la presión continua creciendo. Inversamente, si la presión decrece a partir del valor de saturación, el gas se libera
PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS
Fig. 5.7
Fluorescencia
Los crudos, observados en luz ultravioleta, son fluorescentes. Los tintes de la fluorescencia, varían de amarillo a azul. Disueltos en disolventes orgánicos, tetracloruro de carbono o cloroformo, les comunica su fluorescencia
Esta propiedad, permite descubrir trazas de hidrocarburos en las rocas o lodo de perforación
Gases Combustibles
Los gases están presentes prácticamente en todos los yacimientos de hidrocarburos, siendo frecuentes en la mayor parte de los terrenos sedimentarios
Los gases del petróleo, están representados, en la serie de los hidrocarburos parafínicos. El mas comúnmente extendido, es el metano
Gases Combustibles
Se ha acostumbrado a separarlos en 2 categorías: gases húmedos, que además del metano y etano siempre dominantes, contienen productos condensables (propano, butano y pentano) y los gases secos que no contienen productos condensables y están compuestos por metano y etano
Aparecen mezclados con; nitrógeno, gas carbónico, hidrogeno, helio, anhídrido sulfúrico, etc.
Gases Combustibles A gas libre
Los gases naturales se presentan:
a) Gas libre, formando una “gas cap” en el techo de la acumulación. El petróleo que sale, esta entonces saturado de gas, por la presión y T del yacimiento
b) Gas disuelto en el petróleo, el volumen de gas disuelto en el petróleo, es función de la t y presión del yacimiento, se expresa por la G.O.R. (gas- oil-ratio)
b) Gas disuelto en el petróleo
Cuando la P, T del yacimiento, el petróleo no esta saturado, no hay gas libre, y por tanto, tampoco “gas-cap”, todo el gas esta disuelto
Un descenso de presión durante la explotación, puede originar la liberación de una parte del gas y crear la formación de una “gas-cap”
En un yacimiento donde no existe “gas-cap”, se dice que el petróleo esta saturado: en caso contrario se llama no saturado o subsaturado
c) Gas disuelto en el agua
Los gases son solubles en el agua pero en menor proporción que en el petróleo. La solubilidad del gas en el agua, es solamente del orden del 6% de su solubilidad en el petróleo
La solubilidad es función de la T P, también del grado de salinidad del agua. Disminuye cuando aumenta la salinidad. El metano, es el mas soluble de los hidrocarburos gaseosos. Se explotan extrayendo el agua en superf.
PRINCIPALES CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS
Fig. 5.8
d) Gas licuado
Se encuentran en estado liquido. Son todos los yacimientos cuya P,T, se sitúan en el diagrama de mezclas de fluidos en dos fases miscibles Fig. 5.8, en la zona de existencia de una sola fase liquida. En la practica se les encuentra a profundidades superiores a los 2000m.
Durante la explotación y como consecuencia del descenso de presión los productos mas ligeros se liberan
Tensiones superficiales e
interfaciales Humectabilidad,
presiones capilares
En rocas almacén de los hidrocarburos y el agua que acompaña, están encerrados en huecos. Los fenómenos de la superficie gas-liquido, liquido-liquido, liquido-solido, estos fenómenos están ligados a las fuerzas de atracción molecular de los materiales y varían en función de la temperatura y de la presión de estos materiales
Tensiones superficiales e
interfaciales Humectabilidad,
presiones capilares
La tensión superficial del agua es del alrededor de 73 dinas/cm. Para las aguas del yacimiento, varia de 60 a 75 dinas/cm., en función de la cantidad y naturaleza de las sales que contienen
La tensión superficial de los crudos varia entre 24 y 38 dinas/cm. (a 21 C). La mas baja es para los de baja densidad (masa molecular pequeña)
Tensiones superficiales e
La tensión interfacial entre agua y petróleo, varia entre 15 y 35 dinas/cm.
Las fuerzas de tensión superficial e interfacial, disminuyen cuando aumenta la temperatura. Aumentan normalmente con la presión, pero en el caso de un sistema hidrocarburo-agua, en un almacén, el fenómeno esta compensado por la disolución de gas que actúa en sentido inverso
Tensiones superficiales e
En los huecos de tamaño capilar, es la presión capilar, cuyo valor depende de la tensión interfacial de los fluidos presentes y del radio de los poros. La relación es: Pc=2T/R. Donde T es la tensión interfacial y R el radio capilar de los poros
Para una tensión interfacial agua-petróleo de 30 dinas/cm. Las fuerzas de presión capilar alcanzan los siguientes valores:
Tensiones superficiales e
Arena muy gruesa (R=0.02 cm.) 3000
A. gruesa (R=0.01 cm.) 6000 dinas/cm
A. media (R=0.005 cm.) 12000 dinas/
A. fina (R=0.002 cm.) 30000 dinas/cm.
A. muy fina (R=0.001 cm.) 60000 dina
En un yacimiento virgen, las presiones capilares y las saturaciones relativas de agua y petróleo en cada punto del yacimiento, están en equilibrio
Tensiones superficiales e
Estando el sistema en equilibrio, para desplazar un fluido humectante por un fluido no humectante, como es el caso del petróleo que se introduce en un almacén impregnado de agua, es necesario que se ejerza en la interfase una presión determinada llamada “presión de desplazamiento”. Corresponde a la fuerza necesaria para permitir al fluido que invade, franquear los estrangulamientos entre los poros
Presiones y temperaturas en los
yacimientos
La P y T, tiene influencia en las características físicas de los fluidos en las rocas (viscosidad, volumen, propiedades superficiales e interfaciales
La presión es probablemente la mas importante. Influye en todas las características de los fluidos y sus variaciones en el tiempo y en el espacio
condicionan en gran parte los movimientos y los desplazamientos de los fluidos en las rocas. La T parece limitarse a reducir la viscosidad de los líquidos y favorecer su Circ.
Presión en los yacimientos
Los fluidos contenidos en los poros del almacén, están sometidos a una cierta presión llamada “presión virgen del yacimiento” “presión de formación” “presión de capa”
El estudio de las variaciones de presión durante la explotación de un yacimiento permite valorar la energía del yacimiento y como consecuencia su capacidad de producción, también en el calculo de reservas
Presión en los yacimientos
Las presiones se transmiten por medio de los diferentes fluidos de un punto a otro del sistema acuífero que ocupa todos los huecos de las formaciones de una cuenca sedimentaria
Siendo la posición de los yacimientos, la resultante de un equilibrio entre las características físicas de las series, su repartición, su estructura y las características de los fluidos que contienen, el conocimiento de la repartición de las presiones y de sus gradientes, es precioso para una exploración
Definición de presiones en los
yacimientos
La presión hidrostática que corresponde al peso de la columna de agua que se colocaría entre el punto de medida y la superficie
La presion hidrodinámica, debida al flujo del agua de una zona de elevada presion hacia una zona de flujo
La presion hidrostática para un manto acuífero de agua dulce es de 1 Kg./cm2 por cada 10 metros de profundidad. Aumenta cuando crece la salinidad
Presión normal en un yacimiento
En la relación con una zona de alta presion y otra de flujo, mas baja, la presion es igual a la resultante de las presiones hidrostáticas e hidrodinámicas, y en principio tiende a llevar los fluidos del pozo al nivel piezométrico
Según que la superficie piezométrica se coloque por encima o por debajo de la superficie topográfica, los pozos serán surgentes (pozos artesianos) o no. Si la presion esta por debajo de un cierto umbral, en función de la profundidad y del rendimiento del pozo, la explotación por bombeo pierde toda rentabilidad
Presiones superiores a la presión
normal
En algunos yacimientos se encuentran presiones mas elevadas que las que se podían prever. Esto produce una erupción durante la perforación. Aparecen en general, en trampas perfectamente cerradas (lentejones arenosos)
Se puede pensar en dos orígenes diferentes:
Presiones superiores a la presión
normal
Presiones geoestaticas resultantes del peso de los sedimentos que contienen el sistema poroso donde esta el yacimiento. La P, tiene un valor de 2 a 2,5 Kg/cm2 por cada 10m de enterram.
Presiones geodinámicos, resultantes de la transmisión por los fluidos. Se encontrarían en las regiones fuertemente tectonizadas y en las proximidades de los domos de sal
Temperaturas en los Yacimientos
Es función de la profundidad del yacimiento y del gradiente geotérmico en el lugar 1 grado por cada 30 metros
La temperatura interviene directamente en las propiedades físicas de los fluidos (viscosidad, capacidad de disolución del agua) y en sus propiedades químicas ( velocidad de reacción) que a su vez, intervienen en los movimientos y desplazamientos de los productos
