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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITECNICA DE LA FUERZA ARMADA
NÚCLEO GUARICO-SEDE TUCUPIDO INGENIERIA DE PETROLEO
APLICACIÓN DE LA SIMULACIÓN NUMÉRICA DEL PROCESO (AGA) EN CUANTO A LAS CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LAS
ROCAS
Facilitadora (a):
Ing. Marian Rodríguez
Integrantes:
Yoseth Mendoza, C.I 26178268
Octubre, 2015
INDICE GENERAL
Pág.
Introducción ………………………………………………………………………... 4
CAPITULO I: El Problema…………………………………………………………5
El Problema………………………………………………….……………………….5
Justificación……………………………………..……………………………………6
OBJETIVOS…………………………………………………………………………6
Objetivo General……………………………………………………………………..6
Objetivos Específicos………………………………………………………………...6
CAPITULO II: Fundamentación Teórica………………………………………….7
Antecedentes………………………………………………………………………….7
PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA………………………………..7
Porosidad……………………………………………………………………………..7
Tipos De Porosidad…………………………………………………………………..8
Porosidad Absoluta O Total………………………………………………………...8
Porosidad Efectiva…………………………………………………………………...8
Porosidad No Efectiva……………………………………………………………….9
Clasificación Geológica de la Porosidad ………………………………………….10
Porosidad primaria o intergranular………………………………………………10
Porosidad secundaria, inducida o vugular………………………………………..11
Factores que afectan la Porosidad………………………………………………....12
Tipos de empaque……………………………………………………………..........15
Permeabilidad………………………………………………………………………17
Tipos de permeabilidad…………………………………………………………….
Presión capilar………………………………………………………………………
Tensión superficial…………………………………………………………………..
Humectabilidad……………………………………………………………………..
Tensión interfacial……………………………………………………………….
CAPITULO III: Marco Metodológico………………………….
Diseño de la investigación………………………………………………….
INDICE DE FIGURAS
Pág.
Figura 1. Espacios intersticiales entre grano y grano de la roca porosa…………..
Figura 2. Empaque cúbico…………………………………………………………….
Figura 3. Empaque Ortorrómbico………………………………………………….
Figura 4. Empaque Tetragonal Esfenoidal………………………………………..
Figura 5. Empaque Rombohedral…………………………………………………..
INTRODUCCION
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CAPITULO I
EL PROBLEMA
Planteamiento del Problema
Venezuela cuenta con grandes volúmenes de hidrocarburos, y se ubica a nivel
mundial, con respecto a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)
y se dispone en las primeras naciones con mayores reservas probadas de petróleo y
gas.
En cuanto a las actividades que conllevan a la exploración, perforación,
producción, almacenamiento y transporte de los hidrocarburos; se deben tomar
muchos factores que limitan el funcionamiento del proceso, para una mejor eficiencia
del procedimiento.
Cabe destacar, que el principal problema que enfrentan los diversos profesionales
que laboran en esta área, es que no visualizan directamente el producto con el cual
están trabajando.
No obstante, existen muchos mecanismos que ayudan a estudiar las propiedades
petrofísicas de la roca tales como porosidad, permeabilidad e interpretar la posible
ubicación de arenas productoras, estos métodos lo conforman los registros de pozos,
pruebas PVT y por supuesto las simulaciones.
Esta última, es de gran utilidad en el campo puesto que nos permite visualizar
características de la roca almacén, como porosidad, permeabilidad y el flujo de
fluidos en los espacios intersticiales, por ende, los procesos de simulación determinan
el comportamiento general del yacimiento y permite la estimación de reservas.
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JUSTIFICACION
Esta investigación se realiza por la necesidad de los ingenieros de describir los
fenómenos que ocurren en los yacimientos, por lo cual se recurre a ciertos
mecanismos o técnicas que permiten este análisis. Por esta razón es factible la
descripción y estudio de estos procesos.
Por ejemplo, para obtener características propias del yacimiento se corren registros
eléctricos, se toman muestras representativas del sistema para luego ser estudiadas en
los laboratorios. Pero sin duda alguna, uno de los mecanismos más importantes para
la industria petrolera son los simuladores numéricos, que al introducirles datos del
yacimiento proporcionan un comportamiento del flujo de fluidos en los espacios
porosos de la roca almacén.
OBJETIVOS
Objetivo General
Definir la aplicación de la simulación del proceso (AGA) en cuanto a las
características y propiedades de las rocas.
Objetivos Especificos
1. Recopilar información basada en la toma de muestras del subsuelo mediante
diversas técnicas.
2. Evaluar y analizar las muestras en el laboratorio mediante pruebas PVT.
3. Aplicar la simulación numérica del proceso (AGA) mediante la introducción
de datos obtenidos en los análisis PVT.
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CAPITULO II
El presente capitulo describe los fundamentos teóricos de los aspectos
relacionados con las propiedades petrofísicas de la roca.
FUNDAMENTACION TEORICA
Antecedentes
Según el Ing. José Ramón Rodríguez,Msc,Ph.D Universidad de Oriente, Nucleo
Anzotegui del Mes de Mayo 2007. Señala en su libro titulado ingeniería de
yacimiento básico que la porosidad no era más que la referencia de la medida de los
espacios existentes entre granos y granos, o la relación entre el volumen poroso
menos el volumen total de la roca, y con respecto a la permeabilidad que es una
característica inherente a la roca que da una idea de la habilidad que tiene esta de
dejar fluir el fluido contenido dentro de ella. Tomando en cuenta los factores que
pueden presentarse durante su formación naturalmente.
PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA
Porosidad
Como consecuencia de la textura y estructura del suelo tenemos su porosidad, es
decir su sistema de espacios vacíos o poros. Los poros en el suelo se distinguen
en: macroscópicos y microscópicos. Los primeros son de notables dimensiones, y
están generalmente llenos de aire, en efecto, el agua los atraviesa rápidamente,
impulsada por la fuerza de la gravedad. Los segundos en cambio están ocupados en
gran parte por agua retenida por las fuerzas capilares.
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La porosidad se refiere a la medida del espacio intersticial (espacio existente entre
grano y grano), y se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen
total de la roca, entendiéndose por volumen poroso al volumen total menos el
volumen de los granos o sólidos contenidos en dicha roca. La porosidad puede
expresarse indistintamente en fracción o porcentaje. Para determinar la porosidad nos
referimos a la ecuación siguiente:
Ø =volumen porosovolumen total
Figura 1. Espacios intersticiales entre grano y grano de la roca porosa
Tipos de Porosidad
De acuerdo a la interconexión de los poros las porosidades se definen en absoluta,
efectiva y no efectiva.
Porosidad Absoluta o Total
Se define como la fracción del volumen bruto de la roca que no está ocupada por
material denso o matriz, ya que el espacio poroso total no tiene que estar
necesariamente conectado. Es decir, considera como el volumen poroso el total de
poros estén o no interconectados.
Porosidad Efectiva
Se define como aquella fracción de la roca que además deno estar ocupada por
material denso o matriz, está interconectada. Puede considerarse también que la
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porosidad efectiva aquella que toma en cuenta los poros que se encuentran
interconectados para el cálculo de su volumen poroso. Esta porosidad es una
indicación de la habilidad que tienen las rocas para dejar conducir un fluido, debido a
que es la porosidad más rentable en la industria petrolera. En pocas palabras, la
porosidad efectiva toma en cuenta solo los poros interconectados entre sí que
permiten la circulación de fluidos.
Porosidad No Efectiva
Es la relación que existe entre la porosidad absoluta y efectiva.
Clasificación Geológica de la Porosidad
A medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos, el agua fue el
primer fluido que lleno el espacio poroso. Esta agua se le denomina agua connata.
Porosidad primaria o intergranular
La cual se desarrolló al mismo tiempo que los sedimentos fueron
depositados. Rocas sedimentarias con este tipo de porosidad son:
areniscas (detríticas o clásticas) y calizas (no detríticas). La porosidad
primaria a su vez se clasifica en:
Porosidad intercristalina: Se refiere a los espacios existentes entre
los planos de un cristal o espacios vacíos entre cristales. Muchos de
éstos poros son sub-capilares, v.g. poros menores de 0.002 mm de
diámetro. La porosidad que se encuentra entre cristales o
partículas tamaño lodo se llama comúnmente “microporosidad”.
Porosidad intergranular: Es función del espacio vacío entre granos,
es decir, de los espacios intersticiales de toda clase en todo tipo de
roca. Esta porosidad comprende tamaño sub-capilar a super-
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capilar. Generalmente, los espacios tienen un diámetro mayor de
0.5 mm.
Planos estratificados: Existe concentración de espacios vacíos de
diferentes variedades paralelos a los planos de estratificación. Las
geometrías mayores de muchos yacimientos petroleros están
controladas por este tipo de porosidad. Entre las causas de
espacios vacíos en los planos estratificados se cuentan: diferencias
de los sedimentos depositados, tamaño de partículas y arreglo de
depositación y ambientes de depositación.
Espacios sedimentarios misceláneos: Esto se debe a: (1) espacios
vacíos resultantes de la depositación de fragmentos detríticos de
fósiles, (2) espacios vacíos resultantes del empaquetamiento de
oolitas, (3) espacios cavernosos de tamaño irregular y variable
formados durante el tiempo de depositación, y (4) espacios creados
por organismos vivos en el momento de la depositación.
Porosidad secundaria, inducida o vugular
Ocurre por un proceso geológico o artificial subsiguiente a la depositación de
sedimentos. Puede ser debida a la solución o fractura (artificial o natural) o cuando
una roca se convierte en otra (caliza a dolomita). La porosidad secundaria es el
resultado de un proceso geológico (diagénesis y catagénesis) que tomó lugar después
de la depositación de los sedimentos. La magnitud, forma, tamaño e interconexión de
los poros podría no tener relación directa de la forma de las partículas sedimentarias
originales. La porosidad secundaria se clasifica en:
Porosidad de disolución.
Integrada por canales resultantes de la disolución del material rocoso por
acción de soluciones calientes o tibias que circulan o percolan a través de
la roca. Las aperturas causadas por meteorización (juntas alargadas y
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cavernas) y espacios vacíos causados por organismos vivientes pueden
sufrir alargamiento debido a dilución.
Dolomitización
Es el proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita
según la siguiente reacción:
2Ca CO3 + Mg+2 Ca Mg (CO3) + Ca
+2
(Caliza) (Dolomita)
Algunas rocas carbonatas están constituidas solamente por calizas. Si
el agua circulante a través del espacio poroso contiene suficientes
cantidades de magnesio disuelto, el calcio en la roca puede
intercambiarse por el magnesio en solución. Como el magnesio es
considerablemente más pequeño que el calcio, la resultante dolomita
tendrá una porosidad mayor, cuyo incremento oscila entre el 12-13 %.
Porosidad de Fractura
Son aperturas en la roca producto de fallamiento estructural de las rocas
del yacimiento debido a tensión originada por actividades tectónicas tales
como doblamiento y falla. Esta incluye juntas, fisuras, y fracturas. Las
porosidades de fractura normalmente no superan el 1 % en carbonatos.
Espacios secundarios misceláneos
En esta clasificación se tienen: (1) a arrecifes, los cuales son aperturas en
las crestas de anticlinales estrechos, (2) pinchamientos y llanos, los
cuales son aperturas formadas por la separación de estratos sometidos a
un suave desplome, y (3) espacios vacíos causados por brechas
submarinas y conglomerados que resultan de movimientos gravitarios del
material del fondo marino después de mitificación parcial.
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Factores que afectan la Porosidad
Escogimiento de los granos
Mientras que los granos de la roca sean más uniforme se tendrá mayor porosidad,
pero en este caso la naturaleza se encarga de realizar este escogimiento, una roca con
buen escogimiento generara alta porosidad pero sin embargo la permeabilidad se ve
afectada porque los granos se compactan y obstruye la movilidad de fluido tomando
en cuenta que los granos que son mal escogidos son conocidos con el nombre de
conglomerados y son rocas de distintos granos.
Angularidady grado de redondez
La simetría influye en el valor de la porosidad ya que cuando una roca se desprende
los sedimentos tiendes a ser filosos, posteriormente estos granos se redondean por la
fricción accionadapor el desplazamiento, cuando se hace la depositario tiende a
formar mas redondeadas que otras. Se tiene mayor porosidad en las formas más
angulares ya que permite un reacomodo de los sedimentos y esta favorece a la
porosidad.
Grado de cementación
La cementación de los granos ocurre mediante una cementación natural que por mal
puesto resta espacios porosos y no permite la depositación del hidrocarburo.Cuando
la roca se forma naturalmente ocurre un efecto llamadolitostática,que es el peso
ejercido de la capa superiores sobre a capas inferioriores, es una presión de
compactación que se genera en las caras de los minerales de los granos, un aumento
de presión y temperatura ocasiona que cementen los espacios formando así un sello
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que disminuye la permeabilidad.En cuanto a la porosidad se ve también afectada
negativamente por el fluido que queda entrapado en los espacios porosos.
Factor de Cementación (m)
El factor de cementación “m” varía con relación a la consolidación de la roca, la
porosidad, la distribución de los granos, su tamaño, la interconexión de los poros y la
litología. Este factor es muy importante obtenerlo con la mayor precisión posible,
debido a su relación con la saturación de agua.En areniscas normales, se toma m =
2,00 con buenos resultados.
Archie m = 2,00
Humble m = 2,15
Granulación
Es el proceso mediante el cual los granos se rompen por presión de sobrecarga. La
presión de sobrecarga es la presión litostática, cuando esta presión ocasiona que estos
granos se fracturen aumenta la porosidad.
Consolidación
La consolidación sucede cuando la presión sobrecarga de un estrato crea
acercamiento entre las rocas, mientras este efecto sea menor mayor será la porosidad.
Disolución de minerales a través de aguas circundantes
Es el proceso mediante el cual las aguas acidas reaccionan con los minerales.Las
condiciones químicas en aguas de formación generan reacción con los minerales que
componen la roca y esa reacción genera en algunas zonas degradación, disolución de
esos minerales, cristalización en otra parte.
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Presencias de partículas de arcilla
Esta afecta negativamente la porosidad de la roca ya que la reduce, debido a las
partículas muy finas de arcilla, el volumen de arcilla (vsh) es la fracción de acilla
presente en el espacio poroso en relación al volumen total del mismo.
Si la vsh es menor a 0,05 se considera arena limpia y si es mayor al vsh limite
se considera como arena arcillosa
Si vsh es mayor vsh límite se considera extremadamente no atractiva
comercialmente.
Tipos de Empaques
Es la forma en que los granos se agrupan y está relacionada a la manera en que las
corrientes depositan grandes cantidades de granos de diferente tamaño y redondez
para n sistema idealizado se ha estudiado 4 tipos de empaque con vales diferente de
porosidad.
Empaque Cúbico
Es el arreglo de mínima compactación y por lo tanto máxima porosidad. Los ejes
entre las esferas forman entre sí ángulos 90 grados es decir la forma en que se
completan los granos.Este tipo de empaque las esferas esta directamente por encima
de la que está debajo ɸ=47,6% .
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Figura 2. Empaque cúbico
Empaque ortorrómbico
Las esferas se acomodan de manera que sus ejes formen ángulos entre si de 60°
grados en plano y de 90° en otro plano.Los granos forman una porosidad de 39,54%.
Figura 3. Empaque Ortorrómbico
Empaque Tetragonal Esfenoidal
En este tipo de empaque, los ejes de las esferas forman entre si y en todas direcciones
ángulos de 60°.Este tipo de empaque tiene una porosidad de 30.19%.
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Figura 4. Empaque Tetragonal Esfenoidal
Empaque Rombohedral
En este tipo de empaque por su configuración es el arreglo de máxima compactación.
En este cada esfera ha descendido un radio hacia un lado y un radio adelante dentro
del agujero.
Figura 5. Empaque Rombohedral
Permeabilidad
La permeabilidad es la capacidad que tiene un material de permitirle a un flujo que
lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se afirma que un material es permeable si
deja pasar a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado,
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e impermeable si la cantidad de fluido es despreciable. La velocidad con la que el
fluido atraviesa el material depende de tres factores básicos:
La porosidad del material.
La densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura.
La presión a que está sometido el fluido.
Para ser permeable, un material debe ser poroso, es decir, debe contener espacios
vacíos o poros que le permitan absorber fluido. A su vez, tales espacios deben estar
interconectados para que el fluido disponga de caminos para pasar a través del
material.
Por otro lado, hay que hablar de una "permeabilidad intrínseca" (también llamada
"coeficiente de permeabilidad"); como constante ligada a las características propias o
internas del terreno. Y de una "permeabilidad real" o de Darcy, como función de la
permeabilidad intrínseca más las de las características del fluido.
Tipos de permeabilidad
Permeabilidad absoluta
Este valor de permeabilidad es arrojado cuando un fluido homogéneo satura una
muestra 100%. Según un material bibliográfico suministrado por uno de mis
compañeros de clase, este valor es único, y es lógico pensar eso ya dada la
proporcionalidad inversa entre viscosidad y caudal de flujo (q).
Sin embargo, en ocasiones este valor puede verse afectado al momento de realizar los
cálculos en el laboratorio. Sobre todo al momento de escoger el fluido que se utiliza
(aire o agua). En el caso del agua, si ésta es lo suficientemente dulce, podría
reaccionar con arcillas que estén presentes en la roca y reducir el valor de la
permeabilidad. Si el gas (aire) utilizado se encuentra a una baja presión, el cálculo
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realizado en el laboratorio sería notablemente mayor.Generalmente al trabajar con un
gas, la permeabilidad obtenida se extrapola a una presión infinita, obteniendo así un
valor similar al del agua.
Permeabilidad efectiva
Se da cuando una muestra de roca está saturada por dos o más fases. En este caso,
cada fase o fluido tendrá anales de flujo y la roca presentará una permeabilidad
efectiva hacia ese fluido. En caso de un sistema agua-petróleo se hablará de una
permeabilidad efectiva al petróleo y una efectiva al agua.
Permeabilidad relativa
Al obtener los valores de permeabilidad efectiva a cada fluido, éstas siempre serán
menores al valor de permeabilidad absoluta. A la relación entre permeabilidad
efectiva de un fluido y la permeabilidad absoluta de la roca es llamada permeabilidad
relativa. Por tanto, existirán tantas permeabilidades relativas como fases coexistan en
la roca. En caso de los núcleos, éstos se someten a diferentes proporciones de
saturación de fluidos, y se determina un valor para dada proporción. Estos valores son
graficados en lo que se llaman Curvas de Permeabilidad Relativa.
Presión capilar
Es la diferencia de presión existente en la interfase que separa a dos fluidos
inmiscibles, cuando se encuentran en contacto con un medio poroso.
Pc = Pnm - Pm
Donde:
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Pc: presión capilar
Pnm: presión de la fase no mojante
Pm: presión de la fase mojante
Tensión superficial
Las moléculas de un líquido se atraen entre sí, de ahí que el líquido esté
"cohesionado". Cuando hay una superficie, las moléculas que están justo debajo de la
superficie sienten fuerzas hacia los lados, horizontalmente, y hacia abajo, pero no
hacia arriba, porque no hay moléculas encima de la superficie. El resultado es que las
moléculas que se encuentran en la superficie son atraídas hacia el interior de éste.
Para algunos efectos, esta película de moléculas superficiales se comporta en forma
similar a una membrana elástica tirante (la goma de un globo, por ejemplo). De este
modo, es la tensión superficial la que cierra una gota y es capaz de sostenerla contra
la gravedad mientras cuelga desde un gotario. Ella explica también la formación de
burbujas.
La tensión superficial se define en general como la fuerza que hace la superficie
(la "goma" que se menciona antes") dividida por la longitud del borde de esa
superficie (OJO: no es fuerza dividida por el área de la superficie, sino dividida por la
longitud del perímetro de esa superficie). Por ejemplo,
Donde F es la fuerza que debe hacerse para "sujetar" una superficie de ancho l. El
factor 2 en la ecuación se debe a que una superficie tiene dos "áreas" (una por cada
lado de la superficie), por lo que la tensión superficial actúa doblemente.
Humectabilidad.
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Es la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie sólida, en presenciade otro
fluido inmiscible, tratando de ocupar la mayor área de contacto posible condicho
sólido. Esta tensión de adhesión ocurre cuando existe más de un fluidosaturando el
yacimiento y es función de la tensión interfacial. Esta propiedad esimportante dado
que determina la localización y distribución de los fluidos, así comotambién
dependen de ella las permeabilidades relativas y eficiencias dedesplazamiento. Los
fluidos pueden ser humectantes o mojantes si tienen una mayortendencia a adherirse a
la roca y no mojantes si no presentan esta tendencia.
Tensión interfacial
Es aquella cuando un líquido en contacto con otra sustancia (sólido, líquido o gas)
posee una energía que es el resultado de la diferencia del grado de atracción de las
moléculas de la superficie entre ellas con la del grado de atracción de otra sustancia..
Este fenómeno se define como la cantidad de energía que hace falta para separar un
área unitaria de una sustancia desde otra. Se designa como i,j. En los acuíferos no
encontramos, en la zona no saturada, agua formando capas alrededor de los granos
del suelo que no puede fluir por las fuerzas de capilaridad, pero que interactúa, con la
fase líquida no acuosa del contaminante. El contacto trifásico agua (W), crudo (O) y
sólido (S) está caracterizado por los ángulos de contacto.
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CAPÍTULO III
MARCO METODOLOGICO
Esta investigación es de tipo documental ya que se basa en informaciones
recolectadas de distintas fuentes escritas para el desarrollo de cada uno de los puntos
tratados para el conocimiento de los estudiantes de ingeniería en petróleo.
Diseño de la investigación
Se basa en las técnicas empleadas para la recolección de informacion vinculada al
tema de la investigación, las cuales se llevaron a cabo en tres etapas:
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1. Búsqueda de las fuertes de informacion
2. Recolección y organización de la informacion extraída de las diversas fuentes
bibliográficas y web.
3. Elaboración del trabajo de investigación, conclusiones y recomendaciones.
TECNICAS E INSTRUMENTOS
Técnicas
La observación documental fue la técnica predominante en esta investigacion para
la recolección de informacion.
Instrumentos
Los instrumentos utilizados en esta investigación resaltan la utilización de una
computadora, libros, folletos, entre otros.
Conclusión
Una vez que se hace la recopilación de datos para comprender la aplicación de la
simulación del proceso (AGA) en cuento a las características y propiedades de las
rocas pudimos desarrollar una series de acontecimiento que nos permite ver desde un
punto de vista lo importante que son las formaciones de las rocas reservorios ya que
la porosidad es una de las propiedades más importante de la misma por permitir la
acumulación de los hidrocarburos es decir dentro los espacios que se origina entre
grano y grano también definido como el volumen poroso menos el volumen total de
la roca dentro de esta se ve ligada la permeabilidad que permite el movimiento de los
fluidos, ya que esta es una característica inherente de la roca. Dentro de este marco
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podemos hacer referencia a los factores que se presentan en la formación de la roca
en cuanto a los granos que puede cementarse, granularse entre otros.
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