SATURACION DE FLUIDOS Es la relación que expresa la cantidad de fluido que satura el medio poroso. Conocida dicha cantidad y la extensión del volumen poroso se puede volumétricamente determinar cuanto fluido existe en una roca. La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de un medio poroso, en tanto que la permeabilidad indica la facilidad con la cual un fluido pasa a través de él. De igual o más importancia a estas propiedades, es la determinación de la naturaleza de los fluidos presentes a estas propiedades, es la determinación de la naturaleza de los fluidos Presentes en una roca de yacimiento, ya que una formación con alta porosidad y permeabilidad es de poca importancia para el ingeniero de petróleo, a menos que contenga petróleo y/o gas en cantidades comerciales. Normalmente, en los yacimientos de petróleo se encuentran presentes más de un fluido. Cuando se descubre un yacimiento puede haber Petróleo, agua y gas distribuido a lo largo del yacimiento. El término de saturación de un fluido se define como la fracción del volumen poroso del yacimiento ocupado por determinado fluido. La saturación se verá afectada por las condiciones del yacimiento, así Como por los fluidos presentes en el mismo. Su nomenclatura corresponde a las letras si, en donde el subíndice i corresponde a los fluidos agua (sw) petróleo (so) gas (sg). La saturación de un fluido se ve afectada matemáticamente por la siguiente ecuación So: volumen de petróleo/volumen poroso*100 Sw: volumen de agua/volumen poroso*100 Sg: volumen de gas/volumen poroso*100 En el medio poroso se cumplirá la siguiente relación: Sw + so + sg: 1 %sw + % so + %sg: 100% La saturación residual: es la fracción de petróleo que queda en la roca después de aplicar todas las técnicas de recobro posibles. Agua intersticial o connata: es aquella que está presente en cualquier punto de todo yacimiento de hidrocarburos. Esta agua rodea a los granos y llena los pequeños poros, en general, los hidrocarburos ocupan la parte central de los poros grandes y las grietas. La saturación de agua depende de: Tamaño y distribución de los poros La profundidad de la muestra por encima de la zona productora. Tipos de saturación: 1. Saturación absoluta: cuando el volumen poroso lo ocupa un solo fluido 2. Saturación parcial: cuando hay más de un fluido presente en el yacimiento 3. Saturación critica: es el valor mínimo de un fluido dentro de un yacimiento
La determinación de la saturación de los fluidos presentes en los diferentes estratos de un yacimiento puede realizarse, al igual que la porosidad y la permeabilidad de dos formas diferentes: 1. Métodos directos: por medio de registros de pozos (miden propiedades eléctricas y radioactivas). 2. Métodos directos: son utilizados en el laboratorio tale como: el método de la retorta, método de extracción por solvente, método de destilación, método de la temperatura critica. Ventajas y limitaciones del método de extracción por solvente Ventajas El procedimiento es simple y requiere poca atención durante la destilación Puede medirse exactamente la cantidad de agua La desincorporación de minerales es insignificante, debido a las Bajas temperaturas Limitaciones El aumento en la cantidad de agua afecta al petróleo Temperaturas altas causan perdidas del agua de arcilla y temperaturas bajas dejan solventes residuales en la muestra. Cualquiera de estos 2 factores afecta el contenido de petróleo calculado. Perdidas de granos de arena causan tan bien errores en el cálculo del contenido de petróleo. Tensiómetro: es un aparato que mide la tensión superficial y Angulo de contacto de un líquido. Hidrómetro: Instrumento que sirve para medir el caudal, la velocidad o la fuerza de un liquido en movimiento. Medidos de presiones capilares en medios porosos y con resistividades.
ESTADOS DE FLUJO De acuerdo con la variación de una propiedad con respecto al tiempo existen principalmente tres estados de flujo a saber: flujo estable, flujo pseudoestable y flujo inestable. El flujo estable se caracteriza por que la presión del yacimiento no cambia con el tiempo en un punto dado e indica que cada unidad de masa retirada está siendo reemplazada por una misma cantidad que se adiciona al sistema. Este toma lugar en yacimientos con empuje de agua o capa de gas. Además, puede aplicarse sin un margen de error significativo en las zonas aledañas al pozo. El flujo inestable presenta variaciones de la presión con el tiempo y el flujo pseudoestable (falso estable o semiestable) es un flujo inestable que se puede considerar temporalmente estable.
En el estado inestable, el pozo se somete a producción a condiciones de presión de fondo constantes. Es decir que si se desea mantener este valor, se debe variar la rata de flujo. Inicialmente la presión avanza dentro del yacimiento y drena una cantidad determinada de fluidos. Más allá de ese punto no existe movimiento de fluidos. A medida que la presión avanza, el movimiento de fluidos es más interno, aunque menor, dentro del yacimiento. Una vez que la presión llega a la frontera, no existe un soporte para sostener la presión y esta debe caer a otro punto de modo que se mantenga la presión del pozo constante. Dicha caída de presión en la frontera hace que cada vez el caudal en el pozo se haga menor. El estado pseudoestable es un caso especial del estado inestable. El estado estable se da cuando se toca la frontera y un barril de petróleo se reemplaza por uno de agua, si los factores volumétricos son iguales a 1.0. El flujo en estado pseudoestable es causado por expansión del fluido. Si Pwf es constante:
Para que haya expansión tiene que haber una caída de presión. Mientras que la presión no afecte la frontera el comportamiento es infinito. Todos los yacimientos tienen ese comportamiento. En el estado pseudoestable el caudal en el fondo del pozo se mantiene constante lo que indica que para que esto ocurra tienen que haber líneas de presión paralelas. El principio es similar al estado inestable, pero cuando la presión afecta las fronteras, en todo punto del yacimiento dP/dt es el mismo y se obtienen líneas paralelas. Matemáticamente, dP/dt es constante y entonces la rata será constante hasta que la presión de fondo fluyente no se pueda mantener. Existen otras clasificaciones de los estados de flujo de acuerdo con la geometría que presenten las líneas isobáricas (flujo radial, lineal, esférico, etc.). El flujo radial es la geometría de flujo más importante en un yacimiento. Este consta de líneas de flujo que se dirigen hacia el centro. Este flujo recibe mejor el nombre de flujo cilíndrico en virtud a su forma. El flujo lineal se presente mediante líneas de corrientes paralelas que fluyen dentro del yacimiento. Este régimen no es muy común a menos que el yacimiento presente forma alargada, en lentes de arena o fracturas hidráulicas. Sin embargo, esta geometría es muy importante en análisis de laboratorio. Cuando el pozo penetra una pequeña porción de la formación productora toma lugar el flujo hemisférico el cual está formado por líneas tridimensionales que se dirigen hacia el pozo en forma de una semiesfera o hemiesfera. Este flujo es importante para determinar la capacidad de flujo de la formación en la dirección vertical. Cuando el pozo se completa en una pequeña parte en el interior del estrato, la geometría de una esfera puede tomar lugar. Este se le llama flujo esférico.