WE

Un acuífero se define como estrato o formación geológica que almacena y transmite agua (permite la circulación de agua a través de sus poros o grietas) permitiendo que pueda ser explotado en cantidades económicamente apreciables.

Los acuíferos pueden tener diferentes características, pueden ser acuíferos confinados o cerrados que no tiene contacto con fuente externa alguna, o pueden tener un extenso afloramiento que permite que fuentes externas de agua mantengan inalterable su capacidad de aporte de energíaexpulsiva.

Un alto porcentaje de los yacimientos de hidrocarburos están asociados a éstos cuerpos de agua(acuífero) y de cualquier manera, estos constituyen una fuente de energía natural para los yacimientos.

En general, se define el límite inicial entre el yacimiento y el acuífero asociado como contactoagua/petróleo. Sin embargo, la naturaleza de la roca/yacimiento y las densidades agua/petróleopueden generar la existencia de amplias zonas de transición entre ambos fluidos, como resultado del balance entre las fuerzas capilares y las fuerzas gravitacionales.

Se definen como yacimientos volumétricos aquellos que no tienen entrada natural de fluidos. Generalmente, al hablar de influjo natural de fluidos se piensa inmediatamente en agua ya que comúnmente este fluido es el que entra en el volumen control del yacimiento (volumen bruto), que inicialmente está ocupado por la acumulación de hidrocarburos con su agua connata. Sin embargo, hay casos en los cuales una acumulación inicialmente volumétrica puede recibir fluidos de otra acumulación, de manera accidental o no deliverada en este caso se pueden dar mediante la inyección planificada de fluidos.

INDICE DE EMPUJE

Índice de mecanismos de empuje


Permite cuantificar la contribución relativa de cada mecanismo de empuje en la producción de hidrocarburos, puede expresarse de manera fraccionar o porcentual. Es importante conocer como varía cada uno de estos índices para cada presión y tabularlos para hacer estimaciones en el área de producción.


Estos índices son:


-Índice de empuje por expansión de petróleo y gas disuelto:


Io= N*Eo/F


- Índice de empuje por expansión de gas de la capa de gas:


Ig= m*N*Eg/F


- Índice de empuje por influjo de agua:


Iw= We/F


- Índice de empuje por expansión del agua connata y reducción del volumen poroso:


Ifw= (1+m) * N* Efw/F


Por ser una contribución fraccional se verifica que:


Io+Ig+Iw+Ifw=1

ECUACION DEL BALANCE DE MATERIALES (EBM)

Básicamente la ecuación del balance de materiales consiste en una relación directa entre los fluidos producidos en el yacimiento con los fluidos iníciales q hay en el yacimiento menos los fluidos remanentes dentro del mismo.


(Fluidos iníciales)MMBy = (Fluidos iníciales)MMBy -(Fluidos Remanentes)MMBy



La ecuación del balance de materiales se basa en las siguientes suposiciones: 


-EBM maneja un volumen de control

-Las presiones son representativas del yacimiento

-Todas las fases están en equilibrio estático

-Existen máximo tres fluidos (Petróleo, Gas y Agua)

-EBM se maneja desde un tiempo T=0 (inicial) hasta un tiempo T=T cualquiera. 


Parámetros utilizados en la EBM:


-N: Petróleo original en sitio (POES).

-Np: Petróleo producido.

-G: Gas original en sitio (POES).

-Gs: Gas inicial disuelto.

-Gf: Gas libre.

-Gp: Gas producido.

-Wp: Agua producida.

-We: Influjo de agua.

-Rp: Relación Gas-Petróleo de producción.

Vaciamiento (F): Contribución de los mecanismos de empuje para la producción de hidrocarburos entre los cuales tenemos:

-Expansión del petróleo.

-Expansión del gas disuelto.

-Expansión del petróleo en la capa de gas.

-Expansión del agua y la roca.

-Empuje hidráulico 

Estos mecanismos de empuje son los que determinan la ecuación del balance de materiales y se basan en los parámetros previamente mencionados, cada uno de estos mecanismos serán expresados como términos en la ecuación del balance de materiales en artículos posteriores y la misma será demostrada con todos sus términos.

EBM datos

Supersaturacion de hidrocarburos líquidos
Existen ciertos casos en los que al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado, el gas de solución es liberado pero en un volumen inferior al pronosticado al análisis PVT, efectuado bajo condiciones de equilibrio, es decir, se encuentra supe saturado con gas.
Este efecto causa que la presión del yacimiento sea más baja de lo que sería si el equilibrio se hubiera alcanzado.

Selección inadecuada de PVT
Al usar la EBM es fundamental seleccionar un análisis PVT que a diferentes presiones represente apropiadamente, en su totalidad, la secuencia de fenómenos que actúan en la producción de los fluidos, desde el yacimiento, pasando por el pozo hasta el separador.
Diversas investigaciones han mostrado que errores asociados a los datos PVT pueden producir grandes errores en los cálculos de los hidrocarburos en sitio.
Presión promedio de yacimiento

Debido a la naturaleza de la EBM y recordando la suposición del equilibrio total e instantáneo, el yacimiento se comporta como un tanque ubicado en un “volumen de control”. De allí la suposición que todos los hidrocarburos, para un momento dado, se encuentran a la misma presión.
Se debe tener en cuenta que las presiones utilizadas en la EBM deben ser representativas del sistema, y cuando sea factible debe utilizarse una ponderación volumétrica de las presiones medidas
Medición de fluidos producidos
Una de las principales fuentes de error en la aplicación de la EBM son los valores erróneos de la producción de fluidos. Se sabe que para yacimientos con crudo subsaturado, con errores demedición, los estimados de N y We son muy altos.
Jones-Parra explica la situación de medición de los volúmenes de fluidos producidos: el petróleo fiscal no se mide necesariamente por yacimiento, se mide en estaciones de flujo y luego se prorratea al yacimiento. Cuando se prueba un pozo, se pasa de un separador de producción, a determinadas presión y temperatura, a un separador de prueba en el que las condiciones de presión y temperatura no son necesariamente las mismas. Una vez probados todos los pozos que fluyen a una estación se suma su tasa de producción para obtener una producción teórica por estación y determinar la fracción que cada pozo contribuye. Esta fracción se multiplica por la tasa de producción real de la estación para determinar el petróleo que se considera que es el volumen producido del yacimiento.
La producción de gas está sujeta a un control a un menos efectivo. Generalmente se hacen pruebas mensuales de la relación gas-petróleo, promediándose los valores obtenidos y multiplicándose por la producción de petróleo para obtener el volumen de gas producido.
El volumen de agua que se produce también se mide en pruebas periódicas; pero como el agua no tiene ningún valor comercial se mide con muy poca precisión. Tomando en cuenta la incertidumbre en las mediciones de los volúmenes producidos, con frecuencia es necesario rectificar las cifras reportadas. El gas producido a veces se calcula multiplicando el volumen de petróleo producido por la relación gas-petróleo de la ´ultima prueba y se debe volver a calcular multiplicando por la relación promedio entre dos pruebas consecutivas.
Acuíferos y descensos leves de presión
Cuando el acuífero es muy activo o la capa de gas es muy grande, los cambios de presión a través del yacimiento son muy leves.
Esta situación acarrea dificultades en la aplicación de la EBM, principalmente debido a que las diferencias de las propiedades PVT no son significativas y también influye la precisión con que se hayan medido en el laboratorio los parámetros Bo, Rs y Bg.
Estimados de m
La EBM supone que todo el gas libre del yacimiento se encuentra en la capa de gas y que todo el petróleo en la zona de petróleo. Sin embargo, en algunas oportunidades ocurre que existe saturación de petróleo en la capa de gas y saturación de gas en la zona de petróleo.
En esos casos, el valor de m debe ser calculado utilizando todo el gas libre y todo el petróleo en estado líquido, independientemente donde se encuentren.

Factor Volumetrico del Gas Bg

El gas natural es una mezcla homogénea de hidrocarburos, en su mayoría livianos como el metano y etano y en menores proporciones propano butano y otros hidrocarburos más pesados. Además contiene impurezas como el H2S, N2, CO2, He y vapor de agua.

El factor volumétrico de formación del gas, Bg, es un parámetro que relaciona el volumen que ocupa un gas condiciones de presión y temperatura de yacimiento con el volumen que ocupa la misma masa de gas en superficie a condiciones estándar (14,7 psia y 60ºF). Se puede expresar:

Debemos recordar que el comportamiento de los gases está determinado por la ecuación deestado de los gases. Sin embargo, esta ecuación hace distinción entre los denominados gases ideales y gases reales.

Un gas ideal es aquel modelo en el cual

• el volumen que ocupan las moléculas es insignificante con respecto al volumen ocupado por el gas,
• se desprecian las fuerzas de atracción y repulsión entre las moléculas o entre las moléculas y las paredes del recipiente que las contiene, y
• se consideran perfectamente elásticos los choques de las moléculas que lo componen.

La ecuación de estado para gases ideales se expresa de la siguiente forma:

Donde:

• P = presión del gas, psia
• V = volumen que ocupa el gas, ft3
• n = número de moles, lbmol
• R = constante universal, 10.73 psia*ft3/(lbmol*ºR)
• T = tempratura del gas, ºR

Sin embargo a condiciones de yacimiento, como son altas temperaturas y presiones, esta ecuación no describe correctamente el comportamiento de los gases. Se dice entonces que el gas tiene un comportamiento real, y hay q considerar las fuerzas de atracción y repulsión entre moléculas así como el volumen q éstas ocupan, a diferencia del modelo ideal en el cual eran despreciados. Existen distintas ecuaciones que introducen factores y parámetros para corregir este comportamiento, una de las más sencillas es la que utilizan el factor de compresibilidad de los gases Z.

El factor Z es un factor calculado experimentalmente comparando el volumen real que ocupan n moles de gas a ciertas condiciones de presión y temperatura con el volumen ideal o teórico que debería ocupar la misma masa de gas a dichas condiciones; y para cada gas, el factor Z tiene distintos valores al variar las condiciones de P y T. Sin embargo todos los gases tiene el mismo factor de compresibilidad cuando se encuentran a iguales condiciones de presión reducida y temperatura reducida, por la tanto Z es una función de las propiedades reducidas de los gases.

Donde:

P, T : presión y temperatura a la cual queremos determinar Z
Pc, Tc : presión y temperatura crítica del gas puro

Standing y Katz desarrollaron una gráfica que permite determinar el Z a partir de las propiedades reducidas.

El gas natural es una mezcla de varios componentes gaseosos, por lo cual no se puede tener valores d propiedades críticas para todas las mezclas existentes; pero es posible determinar parámetros que describan a la mezcla, considerando sus componentes y las proporciones de ellos. Hablamos entonces de propiedades pseudoreducidas y pseudocríticas.

Para el gas natural:

Y entramos a la gráfica de Standing y Katz con las propiedades pseudoreducidas de la mezcla de gases.

El gas natural está compuesto además de hidrocarburos gaseosos livianos de una serie de componentes hidrocarburos más pesados y en menores proporciones, por lo que se ven agrupados y denominados heptano plus (C7 +). Como se trata de otra mezcla gaseosa particular para cada caso, sus propiedades críticas no son fijas, sino que dependen de la mezcla, principalmente del peso molecular y de la gravedad específica. Los siguientes gráficos nos permiten hallar tanto la presión como la temperatura crítica para el heptano plus.

Debemos tener en cuenta que el gas natural frecuentemente tiene en su composición una serie de elementos no hidrocarburos o contaminantes, y es necesario corregir el efecto que éstos tienen en el cálculo de las propiedades pseudocríticas. La presencia de nitrógeno no afecta sustancialmente el valor de Z, pero el sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono causan grandes errores que pueden ser remediados corrigiendo previamente la temperatura y presión pseudocríticas calculadas antes.

El factor de ajuste de componentes no hidrocarburos є es determinado a partir de las concentraciones de H2S y CO2 en la mezcla con el gráfico de Wichert y Aziz.

Con todo lo anterior podemos calcular el factor de compresibilidad Z del gas natural a partir del conocimiento de su composición, a cualquier condición de presión y temperatura. Entonces, volvamos al cálculo del factor volumétrico de formación Bg considerando el gas natural como un gas real:

A condiciones de superficie, el factor de compresibilidad es aproximadamente 1, y son conocidas la presión y temperatura.

El comportamiento del FVF de gas Bg, con respecto a la presión en el yacimiento está expresado en el siguiente gráfico. Nunca tiene el valor de cero, sino que es asintótico a cero para elevadas presiones.

Presión Capilar

Es la magnitud de la saturación de agua en un reservorio, para una altura determinada, esta controlada por:

1.- La estructura porosa de la roca.
2.- La densidad de los fluidos.
3.- Las características de energía superficial.

El efecto de la estructura porosa se determina a partir de las curvas de presión capilar determinadas en el laboratorio. Los poros en las rocas reservorio son consideradas análogos a los tubos capilares si se toma en cuenta los diámetros son pequeños.

Las rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transición de un gran espesor, mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores presiones capilares y delgadas zonas de transición.

Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto dentro de los poros, una superficie curvada se forma entre los dos. La presión en el lado del fluido no-mojante de la interfase (Pnw), es mayor que la presión para el lado del fluido mojante (Pn). Esta diferencia de presiones se define como presión capilar (Pc).

Pc=Pnw-Pw

Cuando dos o más fluidos están presentes en una formación porosa a la misma elevación (por ejemplo, respecto del nivel del mar), y aun cuando los fluidos estén a la presión de equilibrio, estos no se encuentran a la misma presión. Esta situación se genera debido a que la atracción mutua entre la roca y el fluido (tensión de adhesión) es diferente para cada fluido. La diferencia en la presión entre las dos fases en equilibrio a la misma elevación se denomina presión capilar entre las fases. El fluido con la mayor tendencia a mojar la roca reservorio tendrá la presión más baja.

Mojabilidad

El desempeño de un yacimiento se ve afectado por el hecho de que la roca sea mojable preferencialmente por agua o por petróleo, particularmente en las técnicas de inyección de agua y recuperación mejorada del petróleo. Suponer que una formación es mojada por aguaequivocadamente puede producir daños irreversibles en el yacimiento. Por lo tanto la correcta comprensión de esta propiedad es fundamental para la optimización de la recuperación de hidrocarburos.

La mojabilidad es la preferencia de un sólido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro. Una gota de un fluido preferentemente mojante va a desplazar a otro fluido dispersándose por la superficie, por el contrario un fluido no mojante formará gotas, disminuyendo su contacto con lasuperficie del sólido. El equilibrio de estos casos creará un ángulo de contacto θ entro los fluidos e la superficie, que está determinado por el equilibrio de fuerzas resultante de la interacción de las tensiones interfaciales.

Gota de petróleo -verde- en una superficie sólida mojada por agua -azul- (izquierda), mojada por petróleo (derecha) o con mojabilidad intermedia (centro). 

Hay que tener en cuenta que la mojabilidad no es indicador del fluido que se encuentra alojado en el espacio poroso, es decir el estado de saturación de la roca; sino que determina cuál es la preferencia del sólido a ser mojado por cierto fluido cuando el fluido esté presente. Por lo tanto unasuperficie mojable por agua puede encontrarse en contacto con hidrocarburo gaseoso o líquido.

Las rocas yacimiento son estructuras complejas porque comprenden una variedad de minerales en su constitución y cada uno de estos minerales puede tener una mojabilidad diferente. Los constituyentes primarios de estas rocas son el cuarzo carbonato y dolomía, y son mojables poragua antes de la migración de petróleo. Para los materiales que exhiben una mojabilidad heterogénea, es decir que puede abarcar desde los extremos mojable por agua y mojable porpetróleo, se utiliza el término mojabilidad ‘mixta’, siempre que se diferencie de la mojabilidad intermedia, donde el sólido no posee una preferencia marcada por un fluido respecto del otro.

Debido a que en el yacimiento fluyen varias fases es necesario conocer la mojabilidad para optimizar la productividad y el recobro. La mayoría de los yacimientos son mojables preferentemente por agua antes de la migración del hidrocarburo, y exhiben una zona de transición donde cambia de una saturación cien por ciento de agua en la base a una saturación de aguairreducible en el tope de la zona. Esta distribución de saturaciones está gobernada por la diferencia de presión denominada presión capilar, basada en la flotabilidad entre las fases de petróleo y agua. En un yacimiento mojable por petróleo la invasión de hidrocarburo tiene mayor facilidad por lo que la saturación de petróleo es máxima hacia la base.

Las capas de las formaciones pueden exhibir distintas mojablidades a causa de las diferencias litológicas. Esta heterogeneidad afecta la recuperación, pues se obtiene menor volumen depetróleo a partir de capas mojables por petróleo, debido a que el petróleo se adhiere a las superficies. También afecta los valores de las permeabilidades relativas al petróleo y al aguaporque varían según la mojabilidad de la formación.

La mojabilidad afecta el desempeño de los proyectos de inyección de agua, lo que también puede implicar una inversión inicial significativa. la irrupción de agua tiene lugar en las etapas tardías de un proceso de inyección de agua, y se produce más petróleo antes de que irrumpa el agua en un yacimiento mojable por agua que en un yacimiento mojable por petróleo. Incluso en un yacimiento de gas, la mojabilidad o su alteración pueden afectar la recuperación porque la obturación de los poros en las vecindades del pozo producto de la formación de condensado disminuye la productividad de gas. Por esto algunos métodos de recuperación utilizan productores químicos para modificar la mojabilidad en las vecindades del pozo para producir el petróleo y eliminar la obstrucción.

Los métodos de perfilaje de pozos también depende de la mojabilidad. Por ejemplo, los que estudian la resistividad utilizan un trayecto eléctrico continuo a través de las rocas. En unaformación mojada por petróleo el agua podría no encontrarse en fase continua. La ecuación de Archie, que relaciona saturación de agua con resistividad posee un exponente de saturación naproximadamente igual a 2 para formaciones mojables por agua y un exponente n mayor que 2 en formaciones mojables por petróleo. No considerar la mojabilidad de la formación estudiada causará una evaluación incorrecta de la saturación a partir de las resistividades.

Se muestra que la mojabilidad afecta tanto el recobro, saturaciones e incluso el Studio de los yacimientos a través de algunos métodos de perfilaje. También es necesario conocer cuáles son los parámetros que afectan a una variación de la mojabilidad. Los constituyentes y las condiciones de temperatura y presión de las fases, así como la historia de saturación del yacimiento son vitales. La composición del petróleo es clave para que un yacimiento mojable por agua cambie su condición de mojabilidad, ya que cualquier componente hidrófilo e hidrofóbico que la afecte se encontrará en el crudo.

A medida que se explota un yacimiento, la declinación de la presión o la temperatura puede afectar la composición del crudo provocando la condensación y depositación de asfaltenos, formación de parafina, condensación de gas, formación de casquete de gas, todos procesos que afectan la distribución de la mojabilidad en el yacimiento.
Mojabilidad por agua

Si el agua es la fase con preferencia para mojar se alojará en los espacio porosos más pequeños que no pueden ser invadidos por el petróleo, colocando el petróleo en los poros más grandes. Durante la explotación ambas fases son continuas, aunque hacia el tope de la zona de transición, donde la saturación de agua es muy baja o igual a la irreducible, la permeabilidad relativa al aguaKrw puede ser nula y la permeabilidad relativa al petróleo Kro elevada pero en disminución de acuerdo a la saturación de petróleo decreciente.

Debido a que durante la producción el agua ocupa cada vez gargantas de poros anteriormente ocupadas con petróleo es posible que un grupo de poros que contenía petróleo quede desvinculado, atrampando volúmenes de petróleo y anulando su movilidad si la presión de drenaje no supera la presión capilar de entrada a la garganta.
Mojabilidad mixta

Actualmente muchos especialistas consideran que la mayoría de los yacimientos de hidrocarburos tienen condiciones de mojabilidad mixta. Es probable que el petróleo haya migrado hacia unaformación mojable por agua y modifique desde allí la mojabilidad en las superficies de contacto. Durante la producción, el agua va ocupando el centro de los espacios porosos más grandes, pero sin entrar en contacto con el agua connota, dejando un intermedio de hidrocarburo adherido por la mojabilidad preferente hacia el petróleo. La permeabilidad relativa al petróleo Kro disminuye rápidamente ya que los trayectos más permeables se inundan con agua. En estos casos de mojabilidad mixta las pruebas de laboratorio indican que la máxima recuperación del hidrocarburose consigue para la situación de cuerpos levemente mojables por agua.
Mojabilidad por petróleo

El caso extremo de una formación completamente mojable por petróleo es prácticamente improbable a menos que la formación sea su propia roca generadora. Allí el kerógeno y el proceso de maduración del petróleo pueden producir superficies de contacto del poro con mojabilidad preferente por petróleo.
Histéresis
El fenómeno de histéresis en las curvas de permeabilidad relativa y presión capilar en función de la saturación consiste en la variación de dicha curva para los procesos de imbibición y drenaje. Esto refleja la diferencia de los ángulos de contacto con la superficie que corresponden tanto al avance y al retroceso del agua, así como al ocupamiento de los espacios porosos de distinto tamaño por petróleo y agua en la historia de saturación.

La mojabilidad se determina a menudo a partir del estudio de otras propiedades. Los materiales fuertemente mojables por agua y fuertemente mojables por petróleo poseen curvas características de permeabilidad relativa en función de la saturacion, pero los estados de mojabilidad intermedia y mixta son casos más complejos. El carácter de la mojabilidad varia con el tamaño de los poros, pero la microporosidad suele permanecer mojable por agua, por lo tanto el estudio de la microporosidad y la fracción que representa resulta determinante en formaciones con distribución compleja de la mojabilidad.