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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL Simulación de Yacimientos
MÉTODOS DE PRODUCCION, DRENAJE E IMBIBICIÓN
ABSTRACT El proceso de drenaje se refiere a un incremento de la saturación de la fase no mojante. Sin embargo, en la práctica, el término imbibición se utiliza para describir un proceso con incremento de la saturación de agua, y el término drenaje se utiliza para describir un proceso con incremento de la saturación de petróleo. Se tomara como ejemplo que en un reservorio solo exista dos fluidos como, agua y petróleo, el petróleo se encontrara en la parte central de las cavidades de un poro y el agua ocupa los capilares de menor diámetro, en este caso el petróleo será el fluido que tenga mayor facilidad de movilizarse mientras que el agua será difícil de movilizar dentro del espacio poroso, lo que pasa en este proceso es que el agua al momento de su producción va arrastrando todo lo que encuentra a su paso, y la primera barrera que tiene es el fluido que ocupa las cavidades de mayor diámetro que es el petróleo, entonces la fase noMojante es expulsada del medio poroso en forma espontánea. Y, por lo tanto, no es necesario entregar energía para extraerla de la red poral. Sólo es necesario disponer de una fuente de fase Mojante para que la reemplace en forma espontánea. Cada vez que el yacimiento pasa por un proceso de Imbibición o de Drenaje, queda una saturación de petróleo residual. Es ésta una de las razones por las cuales, es necesario el conocer el Fenómeno de Histéresis es importante, más aún, cuando muchas de las tecnologías y métodos para solucionar problemas relacionados con la perforación y extracción de petróleo, se basan en la llamada Histéresis. A medida que aumenta la diferencia de presión entre el agua y el hidrocarburo comienza a recorrerse la curva de drenaje que parte de Sw = 100%.
BASE CIENTÍFICA Métodos de Producción de Petróleo Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios. Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo. Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber: a. Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%. b. Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%. c. Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%. El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.
Fig. 1- Esquema de pozo surgente Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del yacimiento. Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por medios artificiales se emplean las mismas tuberías de producción (tubing), en tramos de apróx. 9,45 m. de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5 pulgadas según lo requiera el volumen de producción. Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes: a. El bombeo mecánico, que emplea varios procedimientos según sea la perforación. El más antiguo, y que se aplica en pozos de hasta 2.400 a 2.500 m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad: consiste en una bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7,32 m. de largo con un diámetro interno de 1 ½ a 3 ¾ pulgadas, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. El 80% de los pozos de extracción artificial en la Argentina utilizan este medio. El costo promedio de este equipo asciende a U$S 70.000 aproximadamente. b. Extracción con gas o Gas Lift. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural cese completamente. c. Bombeo con accionar hidráulico. Una variante también muy utilizada consiste en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido, generalmente petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación satélite. Este medio no tiene las
limitaciones que tiene el medio mecánico para su utilización en pozos profundos o dirigidos. d. Pistón accionado a gas (plunger lift). Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón. e. Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear grandes volúmenes de fluidos. f. Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielástico de igual geometría (estator) que permanece estático. El efecto resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator.
Fig. 2- El bombeo mecánico es el medio de extracción artificial más usado en Argentina.
Fig. 3- Bombeo electrosumergible
Fig. 4.- Gas Lift consiste en inyectar gas dentro del pozo en el espacio entre el casing y el tubing
Fig. 5- Esquema de Plunger Lift DESARROLLO La Histéresis en las Curvas de Presión Capilar. Drenaje e Imbibición Los fenómenos capilares poseen historia, y esto se traduce en que la relación entre Presión Capilar y Saturación no es biunívoca. De hecho, como veremos, existen
innumerables
curvas
de
Presión
Capilar
para
describir
el
comportamiento de un mismo medio poroso frente a un determinado juego de fluidos. Sin embargo, pese a la diversidad de curvas posibles, algunas de ellas son las que se identifican como "Las curvas de Presión Capilar" de un medio poroso. Esto es posible gracias a que en la naturaleza existen mecanismos y condiciones habituales que permiten diferenciar estas curvas de todo el conjunto restante.
Drenaje e Imbibición El drenaje es el proceso por el cual la fase no-mojante desplaza, del medio poroso, a la fase mojante. Es un proceso forzado (no espontáneo) pues las fuerzas capilares tienden a retener la fase mojante dentro de la estructural capilar. En este proceso siempre existe una presión umbral asociada a las fuerzas capilares originadas en los capilares de mayor diámetro. La imbibición es el proceso espontáneo de desplazamiento, con una fase mojante, de la fase no-mojante. Este proceso no requiere aplicación de fuerzas externas al sistema roca-fluidos, por lo que no existen presiones umbral. En la Fig 2 se muestra un ejemplo sencillo donde los procesos de imbibición y drenaje, originan diferentes saturaciones de equilibrio. este ejemplo permite apreciar la razón por la que existe el denominado fenómeno de histéresis (diferentes recorridos de ida y de vuelta) en las curvas de presión capilar.
Fig 2 - Diferente resultado final como consecuencia de seguir dos caminos alternativos (Drenaje e Imbibición) en una estructura capilar idealizada En la Fig 2, el capilar cilíndrico "A" permite establecer, en base al ascenso capilar, que el agua es la fase mojante en este sistema. Los capilares "B" y "C" son idénticos. Ambos poseen un abultamiento en su parte central, pero en su parte inferior y en su parte superior poseen idéntico diámetro que el capilar "A". De acuerdo con las flechas incluidas en el esquema, el capilar "B" ha sufrido un proceso de drenaje, quedando con el abultamiento totalmente lleno de agua. El Capilar "C" fue sometido a un proceso de imbibición. En este caso el abultamiento central. Impidió alcanzar el nivel de agua obtenido en los capilares "A" y "B". La curva principal de Drenaje Conforme a la historia regular de llenado de las trampas de hidrocarburos, éstas se encontraban originalmente saturadas al 100 % con agua. Durante el llenado, el hidrocarburo desaloja una parte del agua conforme a una curva de drenaje como la indicada en la Fig 2.1
Fig2.1.- A medida que aumenta la diferencia de presión entre el agua y el hidrocarburo comienza a recorrerse la curva de drenaje que parte de Sw = 100% En este esquema se asume que el agua es la fase mojante y que el hidrocarburo (gas o petróleo) es la fase no-mojante. La Imbibición Si por alguna razón, el drenaje se interrumpe y comienza un desplazamiento con agua (por pérdida del sello de la trampa o por inyección de agua durante la explotación de un reservorio), la presión capilar del sistema evoluciona conforme a la curva de imbibición esquematizad en la Fig 3.
Fig 3- Se interrumpe el drenaje y se comienza con el proceso de Imbibición Tal como se observa en la Fig 3, el desplazamiento del hidrocarburo no es completo durante la imbibición, pues parte del mismo queda retenido en la estructura poral bajo la forma de Saturación residual de petróleo (Sor). Un drenaje adicional Si con posterioridad al proceso de imbibición esquematizado con la curva "II", se inicia un nuevo proceso de drenaje, este evoluciona conforme a una curva del tipo "III", esquematizada en la Fig. 4. NOTA: Las curvas "II" y "III" constituyen un ciclo estable. Pueden recorrerse indefinida cantidad de veces sin sufrir alteraciones.
Fig 4. Las curvas "II" y "III" constituyen un ciclo "cerrado" de Imbibición y drenaje Si más adelante se continúa el proceso de drenaje (se aumentan las fuerzas capilares),
la
curva
capilar
puede
representarse
por
la
curva
"IV",
esquematizada en la Fig. NOTA: La curva "IV" es una continuación perfecta (sin solución de continuidad) del camino iniciado con la curva "I".
Fig 5. – Aumento de las Fuerzas de Capilares Otro proceso de Imbibición Al haber continuado la curva "I", ya no es posible reproducir el camino correspondiente a la curva "II". Si se produce un nuevo proceso de imbibición, se origina un nuevo camino (Curva "V"), tal como se indica en la Fig. 5.
Fig. 5 – Nuevo Proceso de Imbibición Importante: La curva "V" conduce a un valor de Sor más grande que el correspondiente a la curva "II". Esto obedece a que el hidrocarburo contactó una parte más grande de la estructura poral y, por lo tanteo, tuvo acceso a capilares no contactados por el drenaje inicial. En consecuencia, al retirar el hidrocarburo existen más lugares donde el mismo puede quedar atrapado.
En consecuencia, tal como se deduce de la Fig. 5, el valor de Sor no es una propiedad del medio poroso. También interviene la historia de saturaciones en la magnitud final de Sor. Habiendo tantas curvas de presión capilar asociadas a un medio poroso con un determinado juego de fluidos, ¿Cuál es la curva que debe usarse en la caracterización de reservorios? En principio, la curva principal de drenaje es la adecuada para describir el proceso de acumulación de hidrocarburos en la trampa. En otras palabras, es la curva que debe usarse para la estimación del OOIP. Observación: Para que esto sea válido, la mojabilidad del sistema debe ser la que se indicó. Esto es totalmente cierto en sistemas gas-agua, pero debe verificarse para sistemas petróleo-agua. Para describir el proceso de inundación con agua del reservorio (acuífero natural o inyección), debe emplearse la curva de imbibición correspondiente, que incluye un valor de Sor. Observación: La curva de Imbibición que parte de Swirr es adecuada, en principio, para describir el comportamiento de aquellas zonas de la estructura que se encuentran en Swirr al comienzo de la explotación. Para la zona de transición capilar son innumerables las curvas necesarias (una para cada Sw inicial). Mojabilidad En algunos casos ocurre que durante el ensayo o durante la producción de pozos de petróleo se presentan aparentes "anomalías" atribuibles a la mojabilidad del
reservorio. Sin embargo, a la hora de cuantificar la producción de un reservorio, la mojabilidad se presenta como una especie de propiedad "intangible". No hay ecuaciones de Ingeniería de Reservorios en los que se introduzca un valor de Mojabilidad. En esta página vamos a analizar la mojabilidad desde un punto de vista práctico y conceptual, con la intención de facilitar su aplicación a la evaluación de reservorios. Los Conceptos Fundamentales Desde el punto de vista conceptual, vamos a dejar de lado las definiciones teóricas, que se basan en ángulos de contacto (que no son fácilmente definibles en sistemas porales naturales) y vamos a recurrir a propiedades macroscópicas y a los efectos prácticos de la mojabilidad sobre las características del flujo multifásico en el medio poroso. De este modo podemos establecer que si un medio poroso es mojable a una determinada fase (fase Mojante), esta condición se traduce en que: 1. La fase Mojante ingresa al medio poroso en forma espontánea. Y, por lo tanto, es necesario entregar energía para sacarla del medio poroso. 2. La fase Mojante tiende a ocupar los capilares de menor diámetro dentro de la red poral. Y, en consecuencia, la fase Mojante es difícil de movilizar a través del medio poroso. En forma complementaria podemos establecer que: 1. La fase no-Mojante es expulsada del medio poroso en forma espontánea. Y, por lo tanto, no es necesario entregar energía para extraerla de la red poral. Sólo es necesario disponer de una fuente de fase Mojante para que la reemplace en forma espontánea.
2. La fase no-Mojante tiende a ocupar los capilares de mayor diámetro dentro de la red poral. Y, en consecuencia, la fase no-Mojante es más fácilmente movilizable. Sin embargo estas definiciones tienen sus limitaciones. En sistemas ideales (Ej: medios porosos formados por manojos de capilares rectos), y en ausencia de fuerzas gravitatorias, el desplazamiento de la fase no-mojante por la fase mojante procede hasta que se produce un reemplazo total de una por otra. En sistemas reales se presentan dos fenómenos que impiden que las cosas procedan como en los sistemas ideales. 1. Los sistemas porales naturales atrapan fases residuales durante los desplazamientos inmiscibles. 2. Es muy frecuente la presencia de mojabilidades mixtas. El primer punto impide que el reemplazo de una fase por otra se complete. Cuando la fase desplazada se hace discontinua, ya no es posible que progrese el desplazamiento. Esta característica pone un primer límite a la posibilidad de completar la imbibición. El segundo punto se manifiesta impidiendo que se alcancen las saturaciones residuales durante el proceso espontáneo de imbibición. Esta segunda limitación hace que el reemplazo de una fase por otra se detenga antes de llegar a la condición residual de la fase no-mojante.
Fig 6.– Mojabilidad de un Sistema Aceite / Agua / Solido
NOMENCLATURA
J(Sw) = Función J (Que, al igual que la Pc, es función de la Sw).
Sw = Saturación de la fase mojante (habitualmente agua).
k = Permeabilidad absoluta del medio poroso.
Porosidad.
Pc = Presión Capilar.
= Tensión interfacial.
= Ángulo de contacto en la interfase fluidos/sólido.
CONCLUCIONES Y RECOMENDACIONES
Para poder analizar las curvas de Presión Capilar y Permeabilidad Relativa se deben conocer dos conceptos básicos: Drenaje e Imbibición. Imbibición es el proceso de desplazamiento de un fluido que ocurre cuando la fase mojadora se incrementa. Drenaje es el proceso de desplazamiento de un fluido que ocurre cuando la fase no mojadora se incrementa. Debido a la falta de suficiente presión de drenaje para superar la presión capilar de entrada para la garganta de poro saturada de agua, el petróleo queda atrapado en el lugar. Después del drenaje con un petróleo de laboratorio, a la roca se mantiene mojable por agua con una capa remanente de agua que recubre la superficie de la roca. Cada vez que el yacimiento pasa por un proceso de Imbibición o de Drenaje, queda una saturación de petróleo residual. Se nota que la saturación de 100%, que posee el agua en la mayoría de los casos, no se vuelve a alcanzar a través de los procesos de Drenaje e Imbibición, lo que da como resultado una saturación de petróleo residual. Los experimentos de imbibición y drenaje muestran que no es posible desplazar completamente uno de los fluidos por el otro. BIBLIOGRAFÍA TAMAYO, M. (2003). El Proceso de la Investigación Científica (4ta edición). México DF. Editorial Limusa. PELEKAIS, C. (2007). El ABC de la Investigación (3era edición). Maracaibo, Venezuela. Editorial Cira de Pelekais. BAVARESCO DE PRIETO, A. (2001). Proceso Metodológico en la Investigación (4ta edición). Maracaibo, Venezuela. Editorial Universidad del Zulia. PALELLA, S y MARTINS, F. (2006). Metodología de la Investigación Cuantitativa (2da edición). Caracas, Venezuela. Editorial FEDEUPEL.