UNIVERSIDAD TECNOLOGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERIA
CARRERA DE INGENIERIA EN PETRÓLEOS
ANÁLISIS PARA DETERMINAR EL USO DE MODIFICADORES
DE PERMEABILIDAD RELATIVA EN LA FORMACIÓN NAPO DE
LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR.
TRABAJO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS.
OSCAR ALEJANDRO BANDA SALAZAR
DIRECTOR: ING. CARLOS JÁCOME
DECLARACIÓN
Yo OSCAR ALEJANDRO BANDA SALAZAR, declaro que el trabajo aquí descrito es de mí autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
________________________
Oscar Alejandro Banda Salazar
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis para determinar el uso de modificadores de permeabilidad relativa en la formación Napo de la cuenca oriente del Ecuador”, que, para aspirar al título de Ingeniero en
Petróleos fue desarrollado por Oscar Alejandro Banda Salazar, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple
con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación
artículos 18 y 25.
______________________________
DIRECTOR DEL TRABAJO
Ing. Carlos Jácome
DEDICATORIA
En especial a Dios, el compañero inseparable en todos los momentos de mi
vida y el protector incondicional de todos mis actos y pensamientos.
A mis padres, Oscar Germán Banda y Mónica Salazar, mi apoyo y fuerza para
seguir adelante en mi profesión y la culminación exitosa de mi carrera
estudiantil.
A mi hermano, David Banda, mi orgullo y soporte en los momentos difíciles.
A mis tías, tíos, abuelos, primos y familia en general, ya que gracias a ellos me
forme con principios, educación y cultura.
A mi novia, Clara Lachmann, por los momentos difíciles junto a mí y la
comprensión durante mi etapa universitaria.
A mis maestros, formadores de mis destrezas y capacidades profesionales.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, por los conocimientos brindados en
AGRADECIMIENTO
Un agradecimiento especial a mis padres, Oscar Germán Banda y Mónica
Salazar, por el apoyo brindado en todas las etapas de mi vida. Gracias por estar
presentes en los buenos y malos momentos y por su cariño incondicional.
A mi hermano David Banda por su paciencia y cariño en todos los períodos de
nuestra vida juntos.
A Halliburton Latín América S.A, por el apoyo en la realización de este proyecto
de titulación y por la flexibilidad en los horarios de trabajo.
A mi director de tesis Carlos Jácome, por el tiempo dedicado al presente
estudio.
A Walter Zuzart, guía fundamental en el desarrollo de este proyecto de
titulación.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, por acogerme dentro de tan
prestigiosa institución y por la ayuda en mi formación profesional.
A mis maestros, por las horas de formación académica impartidas dentro y
fuera de las aulas de la universidad y por los conocimientos adquiridos.
A mis amigos, por todos esos momentos compartidos en la etapa universitaria y
i
ÍNDICE
RESUMEN xiii
ABSTRACT xv
CAPÍTULO I 1
1.1 INTRODUCIÓN 1
1.2 OBJETIVO GENERAL 3
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3
1.4 JUSTIFICACIÓN 4
1.5 IDEA A DEFENDER 4
1.6 HIPÓTESIS 5
1.7 METODOS DE INVESTIGACIÓN 5
1.8 REVISIÓN DE LITERATURA. 5
1.9 PRUEBAS DE LABORATORIO 6
CAPÍTULO II 7
2. MARCO TEÓRICO 7
2.1 DESCRIPCION DE LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR 7
2.1.1 ESTRATIGRAFIA DE LA CUENCA ORIENTE 10
2.2 PROPIEDADES DE LA ROCA 16
ii
2.2.1.1 Permeabilidad Absoluta (Ka) 17
2.2.1.2 Permeabilidad al Líquido (Kl) 17
2.2.1.3 Permeabilidad Efectiva a un Fluido (KEF) 18
2.2.1.4 Permeabilidad Relativa a un Fluido (KRF) 18
2.2.2 POROSIDAD 19
2.2.2.1 Según su origen 20
2.2.2.2 Según la comunicación de sus poros 22
2.2.3 SATURACIÓN 24
2.2.3.1 Saturaciones de Agua connata. 25
2.2.3.2 Saturación Residual de una Fase 25
2.2.3.3 Saturación Crítica de una Fase. 26
2.2.3.4 Determinación de la Saturación en Formaciones Limpias. 26
2.2.4 TORTUOCIDAD 27
2.2.5 COMPRESIBILIDAD 27
2.2.5.1 Compresibilidad de la Matriz de la Roca (Cr) 29
2.2.5.2 Compresibilidad de los Poros (Cp) 30
2.2.5.3 Valores Promedio de Compresibilidad. 31
2.2.6 DEFORMACIONES ELÁSTICAS E INELÁSTICAS 31
iii
2.2.6.2 Región de Colapso de Poros. 32
2.2.6.3 Región Compactada. 32
2.2.7 HETEROGENEIDAD 33
2.2.8 MOJABILIDAD 34
2.2.8.1 Tipos de Superficie. 37
2.2.8.2 Mojabilidad en Superficies de Baja Energía. 37
2.2.9 CAPILARIDAD 38
CAPÍTULO III 39
3. MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA (RPM) 39
3.1 CONCEPTO 40
3.2 VENTAJAS 41
3.3 APLICACIONES 42
3.3.1 CONTROL DE AGUA 43
3.3.1.1 Inyección de Polímeros 43
3.3.2 CONTROL DE POZO 53
3.3.2.1 Pérdidas de Circulación. 53
3.3.2.2 Tratamientos Ácidos. 56
3.4 TRATAMIENTOS PARA EL CAMBIO DE HUMECTABILIDAD DE LA
iv
3.4.1 SOLVENTES MUTUALES 58
3.4.1.1 Humectación por Agua. 58
3.4.1.2 Prevención de Emulsiones. 58
3.4.1.3 Limpieza de Formaciones. 59
3.4.2 SURFACTANTES. 59
3.4.2.1 Surfactantes Anionicos 60
3.4.2.2 Surfactantes Cationicos. 61
3.4.2.3 Surfactantes Nonionicos. 61
3.4.2.4 Surfactantes Amphotericos 62
3.4.3 PROCESO DE INYECCIÓN DE SURFACTANTES 62
3.4.3.1. Adsorción. 62
3.4.3.2. Precipitación y Retención 63
3.4.3.3. Fraccionamiento. 63
3.4.4.4 Efecto Cromatográfico. 63
CAPÍTULO IV 65
4. PRUEBAS DE LABORATORIO 65
4.1 PROCEDIMIENTO EN LABORATORIO 65
4.1.1 FACTOR DE RESISTENCIA RESIDUAL (RRF) 68
v
4.3 ANALISIS DE NÚCLEOS 72
4.3.1 NÚCLEO CASO 1 72
4.3.1.1 Procedimiento en Laboratorio (Caso 1) 72
4.3.1.2 Procedimiento con Factor de Resistencia Residual (Caso 1) 76
4.3.2 NÚCLEO CASO 2. 76
4.3.2.1 Procedimiento en Laboratorio (Caso2). 77
4.3.2.2 Procedimiento con Factor de Resistencia Residual (Caso 2). 79
4.4 COMPARACIÓN DE RESULTADOS. 80
4.5 CRITERIOS DE SELECCIÓN PARA LA INYECCIÓN DE QUÍMICOS 81
4.6 COSTO BENEFICIO DEL TRATAMIENTO 85
CAPÍTULO V 87
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 87
5.1 CONCLUSIONES. 87
5.2 RECOMENDACIÓNES 88
GLOSARIO DE TERMINOS 90
BIBLIOGRAFÍA 92
vi
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1. Mapa Cuenca Oriente
Figura 2.2. Formaciones, miembros y ciclos del periodo cretácico
Figura 2.3. Secuencia sedimentaria típica para los 5 ciclos
Figura 2.4. Ciclos sedimentarios (cretácico en pozo “x”) Figura 2.5. Columna estratigráfica cuenca oriente
Figura 2.6. Flujo de fluido a través de tubo capilar
Figura 2.7. Distribución de poros en la roca
Figura 2.8. Efecto de compresibilidad de la roca
Figura 2.9. Curva de variación de la Porosidad VS Esfuerzo
Figura 2.10. Diferentes efectos (Carga vs Deformación)
Figura 2.11. Ángulo de mojabilidad de la roca
Figura 2.12. Tipos de mojabilidad con respecto a una superficie
Figura 3.1. Película de polímero en el medio poroso
Figura 3.2. Curvas de permeabilidad relativa
Figura 3.3. Efecto de adsorción del polímero
Figura 3.4. Conificación de agua realizada en laboratorio
Figura 3.5. Conificación y Cresta
Figura 3.6. Conificación de agua
Figura 3.7 Canal de agua detrás del casing
Figura 3.8. Flujo canalizado detrás del casing
vii Figura3.9. Movimiento del contacto agua – petróleo
Figura 3.10. Empuje lateral y de fondo de agua en yacimientos
Figura 3.11. Circulación de fluido de completación en pozo con work over
Figura 3.12. Perdida de circulación y bombeo de fluido de control hacia el pozo
Figura 3.13. Posicionamiento del polímero y el ácido
Figura 3.14. Estructura de un surfactante
Figura 3.15. Surfactante Aniotico
Figura 3.16. Surfactante Cationico
Figura 3.17. Surfactante Nonionico
Figura 3.18. Surfactante Amphoterico
Figura 3.19. Cambio de mojabilidad de la roca mediante inyección de químicos
Figura 4.1. Equipos de laboratorio
Figura 4.2. Retorno de permeabilidad al petróleo
Figura 4.3. Retorno de permeabilidad al agua
Figura 4.4. Resumen de flujo (caso 1)
Figura 4.5. Resultados de flujo (caso 1)
Figura 4.6. Resumen de flujo (caso 2)
Figura 4.7. Producción del pozo antes y después del tratamiento
viii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1. Valores promedios de permeabilidad
Tabla 2.2. Valores promedios de porosidad
Tabla 2.3. Valores promedios de compresibilidad
Tabla 2.4. Ángulos de contacto y sus interacciones
Tabla 4.1. Etapas de inyección de fluidos
Tabla 4.2. Comparación de resultados de los casos de estudio
Tabla 4.3. Criterios de selección para la inyección de químicos
Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas de los campos del Ecuador
Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas en campos del Ecuador (continuación)
Tabla 4.4. Propiedades petrofísicas en campos del Ecuador (continuación)
Tabla 4.5 Volumen mensual de reducción de agua e incremento del petróleo
Tabla 4.6 Costos beneficios del trabajo RPM
ix
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ec. de Permeabilidad
Ec. de Permeabilidad al Líquido
Ec. de Permeabilidad Efectiva al Petróleo Ec. de Permeabilidad Efectiva al Agua Ec. de Permeabilidad Efectiva al Gas Ec. de Permeabilidad Relativa al Petróleo Ec. de Permeabilidad Relativa al Agua Ec. de Permeabilidad Relativa al Gas Ec. Porosidad
Ec. Dolomitización Ec. Porosidad Total
Ec. Saturación medio poroso
Ec. Saturación
Ec. en Formaciones limpias
Ec. Factor de Resistencia de la Formación Ec. de Tortuocidad
Ec. Compresibilidad
Ec. Compresibilidad de la matriz de la roca Ec. Compresibilidad de los poros
Ec. Compresibilidad en función de la porosidad
x Ec. Compresibilidad Total
Ec. Ángulo de contacto Ec. Presión capilar
Ec. Presión de contacto agua/petróleo Ec. Factor de Resistencia Residual
30
38
39
47
xi
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo I.
Permeabilidades y porosidades promedio de la cuenca oriente del
Ecuador
Anexo II
Programa de trabajo de químico controlador de agua
Anexo III
Tabla de contenido
Anexo IV.
Objetivo
Anexo V.
Estado mecánico del pozo X
Anexo VI.
Identificación del Problema
Anexo VII.
Problemas Relacionados al Yacimiento.
Anexo VIII.
Historia de Producción del Pozo X
Anexo VX.
Datos del Reservorio
xii
Perfiles Eléctricos del Pozo X
Anexo XI
Perfiles Eléctricos del Pozo X (II)
Anexo XII
Análisis mediante software Xero para el pozo X
Anexo XIII
Argumentos
Anexo XIV
Saturación de Petróleo
Anexo XV
Gráfica Presión VS Tiempo
xiii
RESUMEN
La inyección de modificadores de permeabilidad relativa ha desarrollado una
gran importancia dentro de la industria petrolera, ya que es empleada como
técnica de recuperación secundaria, para reducir el corte de agua y aumentar la
producción de hidrocarburos.
Estos químicos ofrecen la opción de inyectar el tratamiento a la formación sin la
necesidad de aislar la zona productora de hidrocarburos, y dependen de la
litología de la formación, humectabilidad de la roca, permeabilidad, composición
del tratamiento, compatibilidad de los fluidos de formación con el polímero,
porosidad y de las condiciones de aplicación del mismo.
Es por esto que un estudio de la confiabilidad y selección de estos polímeros a
nivel de laboratorio, proporciona una ventajosa herramienta con el fin de
optimizar la implementación de esta tecnología, y de esta manera, elegir
correctamente los fluidos a inyectar antes de utilizar los modificadores de
permeabilidad relativa.
El presente trabajo se realizo de acuerdo a problemas reales de control de
agua, al realizar la inyección de RPM´s en la formación Napo del oriente
ecuatoriano y no obtener el efecto deseado después de evaluar su recuperación
de petróleo.
En el primer capítulo se realizó una introducción del problema de investigación,
también se describió la metodología que se uso en el proyecto, los objetivos,
hipótesis, justificación, idea a defender, entre otros.
En el segundo capítulo se describió la cueca oriente del Ecuador, su ubicación,
litología y geología. También se resumió las propiedades petrofísicas de la roca,
xiv
En el tercer capítulo se presentó las características principales de los RPM’s,
sus aplicaciones y los procedimientos para el cambio de humectabilidad de la
roca. Además se tabuló información de las propiedades petrofísicas de ciertos
campos del oriente ecuatoriano.
En el cuarto capítulo se analizó las pruebas de laboratorio generadas para el
estudio de este proyecto, y se comparó los resultados obtenidos de los 2 casos
a investigar, mediante graficas y el Factor de Resistencia Residual.
En el quinto capítulo se desarrollan las conclusiones y recomendación del
xv
ABSTRACT
The modifier injection of relative permeability has developed a great importance
within the oil industry, since it is used like technique of secondary recovery, to
reduce the water cut and to increase the production of hydrocarbons.
These chemicals offer the option to inject the treatment to the formation without
the necessity to isolate the producing zone of hydrocarbons, and depend on the
lithology of the formation, wettability of the rock, permeability, composition of the
treatment, compatibility of the fluids of formation with polymer, porosity and of
the conditions of application of the same.
It is by that a study of the reliability and selection of these polymers at laboratory
level provides an advantageous tool with the purpose of to optimize the
implementation of this technology, and this way, to choose the fluids correctly to
inject before using the RPM.
The present work I am realised according to real problems of water control,
when realising the injection of RPM´s in the Napo formation of the ecuadorian
east and not obtaining the effect wished after evaluating its petroleum recovery.
In the first chapter an introduction of the investigation problem was realised, also
described the methodology that use in the project, the objectives, hypothesis,
justification, idea to defend, and others.
In the second chapter was described cuenca oriente of Ecuador, its location,
lithology and geology. Also summarized petrophysics properties of the rock, its
equations and graphs, were used that us for the sustentation as the analysis.
In the third chapter was presented the basic characteristics of the RPM's, its
applications and the procedures for the change of wettability of the rock. In
addition it added information to the petrophysics properties of certain fields of
xvi
In the fourth chapter the analyzed of laboratory tests generated for the study of
this project, and the compared the results between of the 2 cases to investigate,
by means of graphic and the Factor of Residual Stenght.
In the fifth chapter are developed the conclusions and recommendation of the
1
CAPÍTULO I
1.1 INTRODUCIÓN
Para concretar el proyecto “Análisis para determinar el uso de modificadores de permeabilidad relativa en la formación Napo de la cuenca oriente del Ecuador”
se ejecutara un estudio teórico científico de las propiedades y datos existentes
de la formación Napo y sus respectivas pruebas de laboratorio dentro de las
zonas a analizar. Por lo tanto el propósito de la investigación será comparar y
estudiar los núcleos de dichas zonas estableciendo las diferentes reacciones
de trabajo producidas.
Con el origen de la industria del petróleo han aparecido gran cantidad de
problemas asociados a la producción de agua en casi todo el mundo, como son
los costos asociados a la separación y tratamiento para la disposición del agua
por normas ambientales, la obstrucción al flujo de petróleo en el yacimiento por
problemas de conificación y aumento en su capacidad de flujo, problemas
asociados a corrosión. Estos problemas han llevado a la implementación de
mecanismos de control de la producción de agua con el fin de hacer más
rentable la producción de un campo.
Controlar la producción de agua es un objetivo primordial en la industria del
petróleo; producir 1 barril de agua requiere mucha más energía que producir el
mismo volumen de petróleo, por lo tanto, cada barril de agua producida
representa una cantidad equivalente de petróleo no producido, y es por eso
que esta producción debe ser controlada. El control de fluidos indeseados
2
a yacimientos y pozos para reducir la producción indeseada de gas o agua,
incrementando la eficiencia de recobro y cumpliendo con los objetivos
ambientales propuestos por la gerencia del proyecto. Aunque la
implementación de esta tecnología no implica un incremento en la producción,
estos procesos también pueden mejorar la rentabilidad de la empresa
operadora como resultado de los siguientes beneficios:
Larga vida productiva del pozo.
Disminución de los costos por reducción del corte de agua.
Minimización de los riegos ambientales.
Minimización de la cantidad de agua para los tratamientos de disposición final.
Reducción de los costos de mantenimiento de los pozos.
Levantamiento artificial más rentable.
Prevenir la aparición o incremento de la producción de agua.
Se realizará un estudio para describir el uso de los RPM dentro de la formación
3
muchos proyectos de control de la producción de agua cuyo uso se basa en los tratamientos con RPM podrán mejorar sus resultados operacionales mediante la introducción de este estudio de laboratorio para la verificación del funcionamiento de los mismos.
Mediante la realización de distintos tipos de pruebas con este tipo de tratamientos, se obtendrán mejores acercamientos a la evaluación de la efectividad de esta tecnología en medios porosos, con esto se alcanzarán valiosas conclusiones que permitirán orientar el estudio hacia la solución del problema a tratar, tanto de la formación relacionada con los químicos utilizados como de las condiciones de trabajo.
1.2 OBJETIVO GENERAL
Realizar un análisis para establecer los motivos por los cuales los RPM no
reaccionaron en ciertas áreas de la formación Napo en el oriente ecuatoriano y
con esto generar una respuesta a los problemas entre estos compuestos y la
formación.
1.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
1. Realizar un estudio de núcleos de la formación involucrada, donde no
se obtuvo el objetivo deseado.
2. Describir el uso de los RPM en la formación Napo.
3. Establecer una metodología de laboratorio para la evaluación de
4
4. Analizar los núcleos de ciertas zonas saturándolas con fluidos RPM
y evaluar su comportamiento.
5. Identificar las causas que afectarían el uso de los modificadores de
permeabilidad relativa en la formación Napo.
1.4 JUSTIFICACIÓN
Los polímeros RPM están diseñados para modificar la permeabilidad relativa al
agua, que tiene como consecuencia la reducción de la producción de agua,
cuando tenemos una roca hidrófila sin afectar la producción de aceite o gas.
Sin embargo, el éxito de estos tratamientos RPM está ligado a la adsorción de
una capa de polímero de carácter hidrofílico por la pared del poro y la cual
depende a su vez de las condiciones de aplicación, litología, humectabilidad,
composición del tratamiento, compatibilidad de los fluidos de formación con el
polímero y de la permeabilidad y tamaño de poro de la roca.
Existen formaciones en las cuales este tipo de tratamientos no dió resultado,
debido a que la formación no es mojada por agua, en este caso el presente
estudio muestra metodología para tratamiento especial, y un análisis de las
razones por las cuales no surgió efecto este tratamiento. Generar así las
respuestas necesarias para justificar el trabajo al cliente y desarrollar un
historial de las características del área donde se realizaron las inyecciones de
RPM, para tenerlas en cuenta en posteriores trabajos.
1.5 IDEA A DEFENDER
Establecimiento de un análisis teórico científico probado en laboratorio para la
5
propiedades petrofísicas de ciertas zonas de la formación Napo de la cuenca
oriente del Ecuador, creando parámetros y respuestas a los problemas entre
estos compuestos químicos y la formación.
1.6 HIPÓTESIS
Los RPM ayudan a reducir la producción de agua en la formación sin afectar la
producción de hidrocarburos. Estos polímeros no presentaron el efecto
deseado en ciertas áreas de la formación Napo del oriente ecuatoriano.
Se comprobará con este análisis las diferentes razones por las cuales no se
desarrollo el efecto positivo deseado, utilizando reportes, datos y núcleos de
trabajos realizados y extraídos de la zona de interés.
1.7 METODOS DE INVESTIGACIÓN
Se realiza este análisis escogiendo el método científico, con base a
investigaciones exploratorias y descriptivas. El proyecto se basará en
investigaciones de campo, laboratorio e información textual realizadas con
análisis de las propiedades petrofísicas de las formaciones involucradas, y los
RPM de manera que este trabajo tiene una base documental. Con estos
métodos se puede generar un análisis y comparaciones entre varias muestras
de la formación Napo de la cuenca oriente del Ecuador y así llegar a los
objetivos deseados.
1.8 REVISIÓN DE LITERATURA.
Revisión de datos, documentos, reportes y archivos existentes de la zona
6
Documentos en la red, manuales y libros afines al estudio.
1.9 PRUEBAS DE LABORATORIO
Extracción de muestras de la formación y simulación a las características
del yacimiento del trabajo realizado en el área de acuerdo a
7
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
En este capítulo se revisa la sustentación teórica que el estudio lo requiere.
Esta organizado por temas que aportarán en la línea investigativa del
proyecto.
2.1 DESCRIPCION DE LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR
La Cuenca Oriente, localizada al este de los Andes ecuatorianos, forma parte
del sistema actual sub andino de cuenca, se extiende desde Colombia hasta
Argentina y se puede apreciar en la Figura. 2.1. Las actividades de exploración
petrolera en la cuenca oriente, especialmente durante los últimos años, han
proporcionado extensa información geológica y geofísica, la misma que permite
redefinir los sistemas depositacionales y la evolución geodinámica de la cuenca.
Clásicamente, la estratigrafía del relleno cretácico ha sido subdividida en 3
partes:
Hollín, Napo y la arenisca Basal de la formación Tena. La nomenclatura usada
para sus miembros y unidades es aquella establecida por Texaco en los años
60; sin embargo, esta nomenclatura es compleja y puramente descriptiva. La
Formación Hollín ha sido subdividida en dos miembros: Hollín principal y Hollín
superior. Por otro lado, la formación Napo ha sido especialmente subdividida en
tres diferentes miembros: Napo inferior, Napo medio y Napo superior. Se
propone una nueva subdivisión, resultado de la reagrupación de estas
unidades, asignando la categoría de grupo a la formación Napo y dividiendo la
8
superior. Sin embargo, la mayoría de estudios han basado las relaciones
estratigráficas en datos netamente paleontológicos, aislando a la formación
Hollín y al miembro arenisca Basal Tena como secciones diferentes.
Las características de la cuenca oriente se basan principalmente en una
integración a través de las descripciones e interpretaciones sedimentológicas
de testigos de perforación de la mayoría de pozos exploratorios y de
afloramientos de la zona sub andina. Además, con los análisis de las
respectivas radiografías de pozos, correlaciones e interpretaciones de varias
secciones sísmicas regionales a través de la cuenca, se dieron a conocer sus
topes y bases, estratos y propiedades.
9
La sección cretácica de las formaciones, Hollín, Napo y Basal Tena en la
cuenca oriente ecuatoriana exhibe características bien definidas dentro de un
modo de estratigrafía secuencial. Sus miembros elásticos documentan las
variaciones estáticas ocurridas a escala global durante el período comprendido
entre el Aptiano y el Maastrichtiano, reflejando drásticos cambios
paleogeográficos, variaciones laterales de facies y fluctuaciones de la línea de
costa de hasta 200 km dentro de la plataforma marina somera oriente. Cada
secuencia depositacional incluye un límite erosivo a la base, que corresponde a
la incisión de valles fluviales durante la correspondiente caída del nivel del mar.
El relleno de estos valles durante el inicio de la transgresión está caracterizado
por sistemas fluviales y estuarinos, seguidos por la depositación del sistema
transgresivo principal y del prisma de alto nivel correspondiente a una
sedimentación marina somera. La mayoría de los ciclos sugiere típicamente una
transición de facies de este a oeste, de ambientes fluviales continentales y de
estuario a plataforma marina somera.
Así se pueden diferenciar cinco secuencias depositacionales: los ciclos
sedimentarios: Aptiano Superior-Albiano Superior, Albiano
Superior-Cenomaniano Inferior, Superior-Cenomaniano Inferior-Turoniano Inferior,
Turoniano-Santoniano y Carnpaniano-Maastritchtiano. Dentro de un marco de estratigrafía
secuencial, la variación relativa del nivel del mar a escala global, controló el
espacio de acomodación disponible y es el mecanismo que ejerció un control
regional sobre la distribución de los sedimentos, especialmente en los tres
primeros ciclos del margen cratónico continental preandino oriente. Sin
embargo el inicio de la compresión andina ejerció un control fundamental en la
sedimentación y en el espacio disponible para la acomodación de los
sedimentos a partir del Turoniano y durante los dos últimos ciclos
depositacionales, restringiendo estos ciclos al este de la cuenca oriente y
10 2.1.1 ESTRATIGRAFIA DE LA CUENCA ORIENTE
La sección sedimentaria Hollín - Napo - Basal Tena exhibe características bien
definidas dentro de un modelo de estratigrafía secuencial. Dichas formaciones
testifican variaciones bruscas de la línea de costa en la plataforma
marina-somera de la cuenca oriente en el Cretácico, y muestran cambios verticales y
laterales de facies a lo largo de la cuenca que interrumpen la imperante
sedimentación marina de baja energía. Dentro de un modelo de estratigrafía
secuencial, variaciones relativas del nivel del mar controlan el espacio
disponible para la acomodación de sedimentos y por lo tanto ejercen un control
regional sobre la distribución de facies sedimentarias en la cuenca. La
progradación de facies sedimentarias elásticas fluviales y de playa sobre facies
de plataforma marina-somera causada por las caídas del nivel del mar son
ejemplos claros de regresiones forzadas. Las regresiones forzadas se
caracterizan por:
La ocurrencia abrupta de depósitos clásticos de playa o sistemas
deltaicos de tipo estuarinos/fluviales sobre facies marinas más dístales.
La erosión profunda asociada a incisión de valles.
La presencia de límites de secuencias erosivos y discordantes en áreas
donde se concentró el "by-pass" sedimentario y concordantes en las
zonas más distales de plataforma.
En el período del Albiano al Maastrichtiuno, se reconocen múltiples ciclos
eustáticos. La mega secuencia Hollín - Napo - Basal Tena, caracterizada por
una serie repetitiva de areniscas, calizas y lutitas, registra dicha ciclicidad
asociada posiblemente a las fluctuaciones del nivel eustático ocurridas durante
el Cretácico. La Figura 2.2 ilustra los diferentes miembros de la mega secuencia
11
correspondientes a las areniscas de Hollín Principal. T, U, M2, M1 y Basal
Tena.
Figura 2.2. Formaciones, miembros y ciclos del periodo cretácico. (Patrice Bady, 2004)
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Up
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12
La correlación de las caídas del nivel de base con la progradación de cuerpos
arenosos a través de la Cuenca Oriente es evidente, y es soportada por el
cuadro biostratigráfico, definido para cada uno de los miembros de la formación
Napo. La base de cada intervalo elástico representa un ejemplo del cambio
lateral de facies hacia el oeste y se lo define como un límite de secuencia de un
ciclo sedimentario. Este ciclo sedimentario ideal Figura 2.3, que registra la
variación completa del nivel de base, es reconocido en cada una de las secuencias de la serie sedimentaria Hollín – Napo – Basal Tena como se indica
en la Figura 2.4, y que a continuación se describe. A la base comienza con
depósitos fluviátiles de arenas canalizadas erosivas, transportadas desde una
fuente localizada al sur - este de la cuenca. Este sistema fluviátil fue depositado
dentro de valles incisos con influencia estuarina como resultado del inicio de la
subida del nivel de base (LST).
Una vez que se llenó el estuario, una sucesión de depósitos marinos someros
se derramaron sobre los márgenes de los valles incisos y reflejan en conjunto la
transgresión de facies marinas hacia el este de la cuenca (sistema transgresivo
o TST). Intercalaciones de areniscas de marea, lutitas espesas marinas -
someras y calizas finas definen el máximo de inundación (MFS).
Estas pasan a depósitos de plataforma de calizas espesas con influencia
detrítica correspondiente al prisma de alto nivel (HST). Por otra parte en la
Figura 2.5 se muestra la columna estratigráfica de la cuenca oriente completa
13 Figura 2.3. Secuencia sedimentaria típica para los 5 ciclos
14
Figura 2.4. 5 Ciclos sedimentarios (cretácico en pozo “x”)
(Patrice Bady, 2004)
15 Figura 2.5. Columna estratigráfica cuenca oriente del Ecuador.
16 2.2 PROPIEDADES DE LA ROCA
Propiedades de las rocas, son todas aquellas que les permiten ser
diferenciadas unas de otras y reconocer a su vez ciertas cualidades de las
mismas (composición, edad, formación) en resumen su génesis y
características.
2.2.1 PERMEABILIDAD
Es la capacidad de un medio poroso para permitir el flujo de fluidos a través de
él. La unidad que empleamos en la permeabilidad es el Darcy. Y el Darcy lo
definimos como: La permeabilidad de un medio poroso si a través de él fluye un
solo fluido de 1 cp de viscosidad, a un caudal de 1 cm3/s, a través de un área de 1 cm2 y con un gradiente de presión de 1 atm/cm, en la Figura 2.6 se puede apreciar este fenómeno. La ecuación 2.1 muestra su forma matemática.
17
[2.1]
Donde:
K: Permeabilidad (Darcys)
u: Viscosidad en la dirección de recorrido del fluido (cP) L: Distancia que recorre el fluido
A: Sección transversal (cm2)h ΔP: Diferencia de presión (atm) q: Tasa de producción (cm3/s)
2.2.1.1 Permeabilidad Absoluta (Ka)
Es la propiedad del medio poroso que permite el paso de un fluido, cuando éste
lo satura al 100%. Esta depende exclusivamente de las características físicas
de la estructura porosa. Puede tenerse Kg Ko y Kw que quiere decir,
permeabilidad al gas, aceite y al agua respectivamente.
2.2.1.2 Permeabilidad al Líquido (Kl)
Es la permeabilidad de un medio poroso obtenida con el método de
Klinkenberg. Su ecuación matemática es:
[2.2]
Donde:
Kl: Permeabilidad al líquido
Kg: Permeabilidad al gas
M: Pendiente de la gráfica de 1/Pm Vs Kg
18 2.2.1.3 Permeabilidad Efectiva a un Fluido (KEF)
Se define la permeabilidad efectiva a un fluido como la permeabilidad del medio
ha dicho fluido cuando su saturación es menor del 100%. Puede tenerse,
permeabilidad efectiva al aceite, al agua y al gas y sus ecuaciones matemáticas
son:
[2.3]
[2.4]
[2.5]
2.2.1.4 Permeabilidad Relativa a un Fluido (KRF)
Es la relación de la permeabilidad efectiva a tal fluido con la permeabilidad
absoluta o la permeabilidad al líquido del medio poroso. La permeabilidad
relativa depende de las características tanto del medio poroso como de los
fluidos que saturan el medio, así como el grado de saturación que está
presente.
Este tipo de permeabilidad se expresa en porcentaje (%) o fracción de la
permeabilidad absoluta o en otros casos, se presenta en función a la saturación
de algún fluido, por ejemplo el agua a ciertas condiciones conocidas y sus
ecuaciones matemáticas son:
[2.6]
[2.7]
[2.8]
19 Tabla 2.1 Valores promedios de permeabilidad
VALOR (mD) DESCRIPCIÓN
1 - 10 Baja
10 - 100 Buena
100 - 1000 Muy buena
>1000 Excelente
(S. Muñoz. 2000)
2.2.2 POROSIDAD
La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que
posee una roca y se define como la relación entre el volumen de espacios
porosos de la roca y el volumen total de la misma. Su ecuación matemática es
la siguiente:
[2.9]
La porosidad puede ser determinada por intermedio de registros, de
correlaciones y de coronas, siendo estos últimos los que dan valores más
confiables.
20 Tabla 2.2. Valores promedios de porosidad
(S. Muñoz, 2000)
Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser
mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo
valor teórico que puede alcanzar es 1. Muchas veces la porosidad es expresada
como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar la ecuación 2.9 por
100. La porosidad de una roca puede ser clasificada de dos maneras:
Según su origen.
Según la comunicación de sus poros.
2.2.2.1 Según su origen
De acuerdo a su origen, la porosidad puede ser clasificada en primaria o inter
granular y secundaria o inducida.
Porosidad Primaria o Intergranular
Es aquella que se origina durante el proceso de deposición de material
que da origen a la roca. En general las rocas con porosidad primaria
PORCENTAJE (%) DESCRIPCIÓN
0 – 5 Despreciable
5 – 10 Bajo
10 – 15 Regular
15 – 20 Buena
21
presentan características más uniformes que aquellas que presentan
parte de su porosidad secundaria o inducida.
Porosidad Secundaria
Es aquella que se origina por algunos procesos naturales o artificiales
posteriores al momento en el cual los sedimentos que dieron origen a la
roca fueron depositados. Algunos procesos que dan origen a la
porosidad secundaria de una roca son: la disolución, las fracturas y la
dolomitización.
Disolución: Es un proceso mediante el cual se origina una reacción química entre los fluidos que saturan el medio poroso y la matriz de la
roca. Este proceso origina una modificación en el volumen poroso del
sistema y por ende en la porosidad.
Fracturas: Las fracturas también contribuyen a la generación de porosidad secundaria. Después de producirse la deposición de
sedimentos y originarse la roca, esta se puede encontrar sometida a
procesos geológicos de deformación originados por actividades
tectónicas que pueden generar fisuras o desplazamiento de los granos
que conforman la matriz de la roca.
Estas fracturas originan un aumento en el volumen de espacios que
pueden contener fluidos, lo que se traduce en un aumento en la
porosidad.
Dolomitización: Es un proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita. La reacción química que permite visualizar el proceso de
22
[2.10]
El proceso de dolomitización ocurre cuando rocas carboníferas
(constituidas por calizas) entran en contacto con agua (con alguna
cantidad de magnesio disuelto), que circula a través del medio poroso. Al
entrar en contacto el magnesio esta desplaza al calcio, y debido a que el
magnesio es considerablemente más pequeño que el calcio, la roca
generada, luego del desplazamiento puede presentar una porosidad
mucho mayor. Es importante mencionar que la dolomita resultante de un
proceso de dolomitización presentará generalmente una porosidad
mayor a la caliza, donde se originó, sin embargo, desde el punto de vista
teórico, si el proceso de dolomitización fuera total, es decir, el magnesio
sustituyera completamente al calcio, la nueva roca podría presentar una
porosidad menor a la de la roca original.
2.2.2.2 Según la comunicación de sus poros
Debido a que el material cementante puede sellar algunos poros de la roca,
aislándolos del resto del volumen poroso, los poros se pueden encontrar unidos
entre sí, o aislados. Dependiendo de cómo sea la comunicación de estos poros,
la porosidad se puede clasificar de la siguiente manera:
Porosidad Total o Absoluta
Se define como la fracción del volumen total de la misma que no está
ocupada por matriz. La Figura 2.7 muestra la distribución de poros en la
23 Figura 2.7. Distribución de poros en la roca
Porosidad Interconectada o efectiva
Se define como el volumen total de la roca que representa espacios que
pueden contener fluidos y se encuentran comunicados entre sí.
Porosidad no Interconectada o no Efectiva
Es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que
está conformada por los espacios que pueden contener fluidos pero no
están comunicados entre sí.
Como la sumatoria del volumen de los poros no interconectados más el
volumen de los poros interconectados es igual al volumen total de los
poros de la roca, entonces la porosidad absoluta o total del sistema es
igual a la sumatoria de la porosidad efectiva más la porosidad no
24
[2.11]
Para nuestro estudio la porosidad de mayor importancia es la efectiva,
debido a que esta representa el volumen de espacios de la roca que
puede estar ocupado por fluidos movibles.
2.2.3 SATURACIÓN
La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la
fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido. Su
ecuación matemática está definida por:
[2.12]
Donde:
Sx: Saturación de la fase X.
Vx: Volumen que ocupa la fase X.
Vt: Volumen poroso total de la roca.
La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran
presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si
consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, tenemos la
siguiente expresión:
[2.13]
Donde:
So: Saturación de petróleo.
Sw: Saturación de agua.
25 2.2.3.1 Saturaciones de Agua connata.
La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el
yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el
remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que
debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por
los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento.
Generalmente la saturación de agua connata se considera inmóvil; sin
embargo, al inyectar agua en un yacimiento, la primera que se produce tiene
composición diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es
desplazada por la inyectada.
La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres
diferentes métodos:
Núcleos tomados en pozos perforados.
Cálculos a partir de la presión capilar.
Cálculo a partir de registros elétricos.
La saturación de agua connata se correlaciona con la permeabilidad, con el
área superficial y con el tamaño de los poros. A mayor área superficial y menor
tamaño de partículas, mayor es la saturación de agua connata.
2.2.3.2 Saturación Residual de una Fase
La saturación residual de una fase, generalmente expresada como Sxr, donde x
corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de
dicha fase que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un
26 2.2.3.3 Saturación Crítica de una Fase.
La saturación crítica de una fase, generalmente expresada como Sx, donde x
corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la mínima
saturación requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento, es
decir, corresponde a la máxima saturación a la cual la permeabilidad relativa de
dicha fase es cero.
2.2.3.4 Determinación de la Saturación en Formaciones Limpias.
La determinación de la saturación de agua a partir de registros eléctricos en
formaciones limpias con una porosidad inter granular homogénea está basada en la ecuación de saturación de Archie’s que se muestra a continuación.
[2.14]
Donde:
Rw: Resistividad del agua de formación.
Rt: Resistividad verdadera de la formación.
F: Factor de resistividad de la formación.
F es obtenido usualmente a partir de mediciones de porosidad mediante la
siguiente ecuación:
[2.15]
Donde:
m: Factor de cementación.
27 2.2.4 TORTUOCIDAD
Los poros interconectados de la roca que representan los canales de flujo de
fluidos en el yacimiento no son tubos capilares rectos ni tampoco tienen pared
lisa. Debido a la presencia de inter fases entre fluidos, que originan presiones
capilares que afectan los procesos de desplazamiento, es necesario definir la
tortuosidad como la medida de la desviación que presenta el sistema poroso
real respecto a un sistema equivalente de tubos capilares. La tortuosidad se
expresa en la ecuación 2.16:
[2.16]
Donde:
Lr: Longitud real del trayecto del flujo.
L: Longitud de la muestra de roca.
De esta ecuación se puede apreciar que a medida que el medio poroso se
asemeja a tubos capilares rectos, la tortuosidad del sistema se aproxima a 1. El
menor valor de tortuosidad que se puede obtener es 1, el cual se obtiene
cuando la longitud real del trayecto del flujo es igual a la longitud de la muestra
de roca.
2.2.5 COMPRESIBILIDAD
Un yacimiento a miles de pies bajo la tierra se encuentra sometido a una
presión de sobrecarga originada por el peso de las formaciones suprayacentes.
La presión de sobrecarga no es constante y depende de factores como la
profundidad, naturaleza de la estructura, consolidación de la formación, tiempo
geológico, entre otros. La profundidad de la formación es la consideración más
28
psi por pie de profundidad. La Figura 2.8 muestra el efecto de compresibilidad
de la roca
Figura 2.8. Efecto de compresibilidad de la roca.
El peso de sobrecarga simplemente aplica una fuerza compresiva al yacimiento.
La presión en el espacio poroso de la roca normalmente no se acerca a la
presión de sobrecarga. Una presión de poro típica, comúnmente referida como
la presión del yacimiento, es aproximadamente 0.5 a 1/psi por pie de
profundidad, asumiendo que el yacimiento es suficientemente consolidado así
la presión de sobrecarga no se transmite a los fluidos en el espacio poroso.
La diferencia de presión entre la presión de sobrecarga y la presión interna de
poro es referida como la presión de sobrecarga efectiva.
Durante operaciones de reducción de presión, la presión interna del poro
decrece, por lo tanto, la presión de sobrecarga efectiva aumenta. Este
incremento origina los siguientes efectos:
29
Aumento del volumen de los granos.
Estos dos cambios en el volumen tienden a reducir el espacio poroso, y por lo
tanto, la porosidad de la roca. La compresibilidad generalmente decrece con
incrementos en la porosidad y en la presión de sobrecarga efectiva.
La compresibilidad de cualquier material (solido, líquido o gaseoso) en un
intervalo de presión dado y a una temperatura fija se define como el cambio de
volumen por unidad de volumen inicial causado por una variación de presión, la
cual se describe en la ecuación 2.17.
[2.17]
Como el término (∂V/∂P) T es negativo, se antepone el signo menos en la
ecuación 2.17 para que la compresibilidad sea positiva.
Existen dos tipos diferentes de compresibilidad que pueden ser distinguidas en
una roca, estas son:
2.2.5.1 Compresibilidad de la Matriz de la Roca (Cr)
Se define como el cambio fraccional en el volumen del material sólido y la roca
(granos) por unidad de cambio en la presión.
Matemáticamente, el coeficiente de compresibilidad de la roca está dada por la
ecuación 2.18:
[2.18]
30 2.2.5.2 Compresibilidad de los Poros (Cp)
El coeficiente de compresibilidad del poro se define como el cambio fraccional
en el volumen poroso de la roca por unidad de cambio en la presión y esta dado
por la ecuación 2.19:
[2.19]
La ecuación (2.19) puede ser escrita en términos de porosidad de la siguiente
forma:
[2.20]
Para la mayoría de los yacimientos de petróleo, la compresibilidad de la matriz
es considerada pequeña en comparación con la compresibilidad de los poros.
La compresibilidad de la formación es un término usado comúnmente para
describir la compresibilidad total de la formación y es igual a la compresibilidad
del volumen poroso.
Aunque la reducción del volumen poroso originado por cambios en la presión es
pequeña, esta se convierte en un factor importante que contribuye a la
producción de fluidos en yacimientos sub saturados.
Debe señalarse que la compresibilidad total de un yacimiento Ct, está definida
en la ecuación 2.21
[2.21]
Donde:
So, Sw, Sg: Saturación de petróleo, agua y gas respectivamente.
Co, Cw, Cg: Compresibilidad del petróleo, agua y gas respectivamente.
31 2.2.5.3 Valores Promedio de Compresibilidad.
De acuerdo a estudios de laboratorio se presentan valores promedios de
compresibilidad de la formación (Cf). La tabla 2.2 muestra estos valores.
Tabla 2.3. Valores promedios de compresibilidad
(A. Da Silva, 2000)
2.2.6 DEFORMACIONES ELÁSTICAS E INELÁSTICAS
Es el esfuerzo efectivo al cual se encuentra sometida una roca en el yacimiento.
Esta deformación aumenta a medida que se producen los fluidos del yacimiento
y disminuye la presión, debido a que la presión de sobrecarga permanece
constante. En la Figura 2.9 se muestra una curva típica de la variación de
porosidad con el esfuerzo efectivo.
En esta gráfica se observan las siguientes regiones:
Arena consolidada 4 – 5 x10-6 lpc-1
Calizas 5 – 6 x10-6 lpc-1
Arenas semi consolidadas 2,0 x10-6 lpc-1
Arenas no consolidadas 30 x10-5 lpc-1
32 2.2.6.1 Región Elástica.
Se observa una pequeña reducción en la porosidad a medida que aumenta el
esfuerzo. La roca se comporta elásticamente, de tal manera que al eliminar el
esfuerzo, la porosidad regresa a su valor inicial.
2.2.6.2 Región de Colapso de Poros.
A elevadas tensiones, los poros y los granos sufren un colapso caracterizado
por una reducción drástica de la porosidad.
La roca se comporta de forma inelástica, de tal manera que al eliminar el
esfuerzo, la porosidad adquiere un valor menor que el inicial. A este fenómeno
se le llama histéresis y se debe a la deformación permanente de la matriz de la
roca.
2.2.6.3 Región Compactada.
A muy elevadas tensiones, el colapso de los poros y los granos es total, y
ocurre una redistribución de los granos, lo cual produce una disminución en la
porosidad, que permanece aproximadamente constante con el incremento del
esfuerzo.
33
En la Figura 2.10 se puede apreciar los diferentes tipos de efectos aplicados a
las rocas según su composición natural.
Figura 2.10. Diferentes efectos (Carga vs Deformación)
2.2.7 HETEROGENEIDAD
Los yacimientos son cuerpos originados durante largos procesos geológicos
donde actúan diversos ambientes depositacionales tanto en tiempo como en
espacio. Como resultado de subsecuentes reorganizaciones físicas y químicas,
como compactación, solución, dolomitización y cementación, las características
del yacimiento son variables. Así la heterogeneidad de un yacimiento depende
en gran medida de los ambientes depositacionales y eventos subsecuentes.
Las características geológicas de las rocas que conforman los yacimientos son
variables y presentan variaciones laterales y verticales. Estas variaciones
34
La heterogeneidad de un yacimiento puede ser definida como la variación de
las propiedades del yacimiento en función del espacio. Idealmente, si el
yacimiento es homogéneo, la medición de propiedades en cualquier ubicación
describe completamente la distribución de dicha propiedad en todo el
yacimiento. La descripción de yacimientos homogéneos es bastante simple.
Si el yacimiento es heterogéneo, las propiedades del yacimiento varían en
función de la localización espacial. Estas propiedades pueden incluir
permeabilidad, porosidad, espesor, saturación, fallas, fracturas, entre otros.
Para una descripción apropiada de un yacimiento, es necesario predecir la
variación de estas propiedades como función de localizaciones espaciales.
Esencialmente existen dos tipos de heterogeneidades: vertical y areal.
Los métodos geo estadísticos son muy usados en la industria petrolera para
describir cuantitativamente los dos tipos de heterogeneidades del yacimiento.
2.2.8 MOJABILIDAD
Es la capacidad que tiene un líquido de extenderse y dejar una traza sobre un
sólido. Depende de las interacciones intermoleculares entre las moléculas
superficiales de ambas sustancias. Se puede determinar a partir del ángulo que
el líquido forma en la superficie de contacto con el sólido, denominado ángulo
de contacto; a menor ángulo de contacto, mayor mojabilidad.
La mojabilidad está relacionada con otros efectos, como la capilaridad.
Independientemente del valor de la mojabilidad, cualquier líquido sobre una
superficie sólida forma un casquete esférico. Algunas sustancias disueltas en el
agua pueden modificar su tensión superficial y por tanto su mojabilidad.
La mojabilidad depende de las fuerzas intermoleculares de los materiales en
contacto; las fuerzas adhesivas entre el líquido y el sólido provocan que el
líquido se extienda por la superficie, mientras que las fuerzas cohesivas del
35
El ángulo de contacto θ es el ángulo que forma el líquido respecto a la
superficie de contacto con el sólido, y está determinado por la resultante de las
fuerzas adhesivas y cohesivas. Como la tendencia de una gota a expandirse en
una superficie plana aumenta con la disminución del ángulo de contacto, este
ángulo proporciona una medida de la inversa de la mojabilidad.
Un ángulo de contacto pequeño (< 90°) indica que la mojabilidad es muy alta, y
el fluido se extenderá sobre la superficie; ángulos de contacto grandes (> 90°)
significan que la mojabilidad es baja y el fluido disminuirá el contacto con la
superficie, formando una gota compacta. En la Figura 2.11 se puede apreciar el
ángulo de contacto.
Figura 2.11. Ángulo de mojabilidad de la roca.
En el caso del agua, una superficie en la cual la mojabilidad sea alta se
denomina hidrofílica, y en caso contrario hidrofóbica. Las superficies
superhidrofóbicas presentan ángulos de contacto mayores a 150°,
produciéndose un escaso contacto entre la gota líquida y la superficie. Este
fenómeno se denomina efecto lotus.
Para líquidos distintos al agua, se utiliza el término liófilo para designar a la
36
grandes. De modo similar, se utilizan los términos onmifóbico y onmifílico para
líquidos polares y apolares, respectivamente.
Tabla 2.4. Ángulos de contacto y sus interacciones
ÁNGULO DE CONTACTO GRADO DE MOJABILIDAD FUERZAS INTERMOLECULARES S/L INTERACCIONES L/L INTERACCIONES
Ɵ = 0 Perfecta Fuerte Débil
0< Ɵ<90o Alta
Fuerte Fuerte
Débil Débil
90o≤ Ɵ<180o Baja Débil Fuerte
Ɵ = 180o Nula Débil Fuerte
(Halliburton, 2012)
En la Figura 2.12 se puede apreciar el tipo de mojabilidad con respecto a una
superficie. Así el fluido A posee una mojabilidad muy pequeña y un ángulo de
contacto muy grande (angulo obtuso), mientras que la mojabilidad de C es muy
grande y su angulo de contacto muy pequeño (ángulo agudo).
37 2.2.8.1 Tipos de Superficie.
Existen dos tipos principales de superficies sólidas con las que los líquidos
pueden interactuar. Tradicionalmente se han dividido en superficies sólidas de
alta y de baja energía. Sólidos como los metales, los vidrios y las cerámicas, se conocen como “sólidos duros” porque sus enlaces químicos son muy fuertes.
Por tanto, es necesaria una gran cantidad de energía para romper dichos sólidos; se les denomina superficies de “alta energía”. La mayoría de los
líquidos moleculares presentan mojabilidad completa al estar en contacto con
este tipo de superficies.
Por otro lado, entre las superficies de “baja energía” se encuentran los cristales
moleculares débiles, como los fluorocarbonos y los hidrocarbonos, en los que
las moléculas se encuentran unidas esencialmente por las interacciones entre
las mismas, ya sea mediante puentes de hidrógeno o fuerzas de Van der Waals
que no son más que fuerzas atractivas o repulsivas entre moléculas. En este
caso, la mojabilidad dependerá del tipo de líquido escogido, pudiendo ser
parcial o completa.
2.2.8.2 Mojabilidad en Superficies de Baja Energía.
Las superficies de baja energía interaccionan con los líquidos principalmente a
través de las fuerzas de dispersión (fuerzas de Van der Waals), Zisman observó
que:
El coseno del ángulo de contacto (cos θ) aumenta linealmente a medida que la tensión superficial del líquido (γlv) disminuye. El determinó estos valores para
38
Se define la tensión superficial crítica (γc) como la tensión superficial necesaria
para que la mojabilidad sea nula o 90 grados (cos Ɵ = 1). Este término es un
parámetro importante porque depende solamente de las características del
sólido.
[2.22]
Dónde:
Ɵ: Ángulo de contacto
γc: Tensión superficial crítica
γlv : Tensión superficialdel líquido
Conociendo la tensión superficial crítica de un sólido, es posible predecir la
mojabilidad que tendrá una superficie:
La mojabilidad de una superficie está determinada por los grupos químicos de
la parte externa del sólido.
Las diferencias en la mojabilidad entre superficies que poseen estructuras
similares se deben al distinto empaquetamiento de los átomos. Por ejemplo, el
empaquetamiento de una superficie que posea cadenas ramificadas será peor
que una que posea cadenas lineales. La mojabilidad de una superficie puede
ser modelada mediante el efecto piro eléctrico.
2.2.9 CAPILARIDAD
La capilaridad es una propiedad de los líquidos que depende de su tensión
superficial la cual, a su vez, depende de la cohesión o fuerza intermolecular del
líquido y que le confiere la capacidad de subir o bajar por un tubo capilar.
Cuando un líquido sube por un tubo capilar, es debido a que la fuerza
intermolecular o cohesión intermolecular entre sus moléculas es menor que la
39
El líquido sigue subiendo hasta que la tensión superficial es equilibrada por el
peso del líquido que llena el tubo. Éste es el caso del agua, y esta propiedad es
la que regula parcialmente su ascenso dentro de tubos de diámetro muy
pequeño, sin gastar energía para vencer la gravedad.
Sin embargo, cuando la cohesión entre las moléculas de un líquido es más
potente que la adhesión al capilar, como el caso del mercurio, la tensión
superficial hace que el líquido descienda a un nivel inferior. La presión capilar
es descrita en la ecuación 2.23.
[2.23]
Dónde:
Pc: Presión Capilar
σ : Tensión Superficial Ɵ: Ángulo de la Superficie
39
CAPÍTULO III
3
.
MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA (RPM)
Son sistemas de polímeros de carácter hidrofílico solubles en agua. Estos polímeros una vez hidratados, producen largas cadenas que se adhieren a la roca ocupando parte del volumen poroso disponible al flujo, y debido a su carácter hidrofílico, tienden a tener mayor preferencia hacia al agua que al petróleo y por tanto ejercerán sobre el agua una resistencia adicional al flujo, sin afectar significativamente el flujo de aceite.
Como se puede observar en la Figura 3.1, en un medio de preferencia humectante al agua, una película de aceite fluye por el medio de los canales sin tener ningún tipo de contacto con la superficie mineral. Por otro lado, el agua fluye por las zonas cercanas a la pared del poro, estando en contacto permanente con el RPM que fue anteriormente adsorbido por la roca, de esta forma se asegura que el tratamiento de carácter hidrofílico ejerza una fuerza de resistencia adicional al flujo de agua a través del medio poroso sin afectar de sobremanera el patrón de flujo que el aceite ejerce desde el yacimiento hasta el fondo del pozo desde las zonas no alcanzadas por el tratamiento.
40
y adsorbidos por la formación llegan a incrementar la resistencia al flujo del medio hacia al agua entre 5 y 10 veces y hacia al aceite en factores menores que 2. Esta modificación en la resistencia al flujo se puede caracterizar mediante la definición de un factor denominado factor de resistencia residual (RRF), el cual determina en última instancia la efectividad del tratamiento.
Figura 3.1. Película de polímero en el medio poroso (Halliburton, 2004)
3.1 CONCEPTO
Se puede definir como un fluido que cuando es inyectado a la zona de interés
en el yacimiento reducirá potencialmente la permeabilidad relativa al agua sin
41
Esto implica que hay un desplazamiento de las curvas de permeabilidad
relativa, de forma que cuando es alcanzada la saturación de petróleo residual
en la matriz de la roca la Kw/Ko es más baja.
3.2 VENTAJAS
Existen varias ventajas cuando se utiliza o se aplica dentro de un yacimiento
algún tipo de polímero que realiza el trabajo de modificante de permeabilidad
relativa entre los cuales puedo mencionar:
Reacciona con la superficie de la roca.
Altera la permeabilidad relativa.
Aumenta la producción.
No es un sellante de la porosidad.
No es necesario aislar la zona productora.
Controla la perdida de circulación.
Cero daño a la formación.
Cero obstrucciones, partículas sólidas dispersas, ni crosslinkers.
No requiere tratamientos de limpieza y remoción posterior.
Reduce tiempos de taladro.
En la Figura 3.2 se muestra las curvas de permeabilidad relativa antes y
después del tratamiento. Se puede observar que en la primera fase el petróleo
fluye en menor proporción que el agua, esto debido a factores como la
depletación del yacimiento, conificación del mismo, entre otros.
Por otra parte, el la segunda fase se puede apreciar la producción de
hidrocarburos después del tratamiento, generando un tapón hacia el agua y
42 Figura 3.2. Curvas de permeabilidad relativa
(Halliburton, 2004)
.
3.3 APLICACIONES
Son varias las aplicaciones que se pueden obtener con la utilización de estos
compuestos químicos en el yacimiento debido a conificación de agua,
canalizaciones laterales de agua, empuje hidráulico de agua, perdidas de
circulación, entre otros. Básicamente se pueden mencionar:
Control de agua