ESCUELA POLITCNICA NACIONAL

ESCUELA POLITCNICA NACIONALSimulacin de YacimientosMTODOS DE PRODUCCION, DRENAJE E IMBIBICIN

ABSTRACT

El proceso de drenaje se refiere a un incremento de la saturacin de la fase no mojante. Sin embargo, en la prctica, el trmino imbibicin se utiliza para describir un proceso con incremento de la saturacin de agua, y el trmino drenaje se utiliza para describir un proceso con incremento de la saturacin de petrleo.

Se tomara como ejemplo que en un reservorio solo exista dos fluidos como, agua y petrleo, el petrleo se encontrara en la parte central de las cavidades de un poro y el agua ocupa los capilares de menor dimetro, en este caso el petrleo ser el fluido que tenga mayor facilidad de movilizarse mientras que el agua ser difcil de movilizar dentro del espacio poroso, lo que pasa en este proceso es que el agua al momento de su produccin va arrastrando todo lo que encuentra a su paso, y la primera barrera que tiene es el fluido que ocupa las cavidades de mayor dimetro que es el petrleo, entonces la fase no-Mojante es expulsada del medio poroso en forma espontnea. Y, por lo tanto, no es necesario entregar energa para extraerla de la red poral. Slo es necesario disponer de una fuente de fase Mojante para que la reemplace en forma espontnea.

Cada vez que el yacimiento pasa por un proceso de Imbibicin o de Drenaje, queda una saturacin de petrleo residual. Es sta una de las razones por las cuales, es necesario el conocer el Fenmeno de Histresis es importante, ms an, cuando muchas de las tecnologas y mtodos para solucionar problemas relacionados con la perforacin y extraccin de petrleo, se basan en la llamada Histresis.

A medida que aumenta la diferencia de presin entre el agua y el hidrocarburo comienza a recorrerse la curva de drenaje que parte de Sw = 100%.

BASE CIENTFICAMtodos de Produccin de Petrleo

Luego de haber realizado la perforacin, el pozo est 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 mayora de las perforaciones.

Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presin, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegar a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios. Los fluidos de un yacimiento petrleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presin a los que estn confinados en el mismo.

Si la presin es suficiente, el pozo resultar "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayora de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo est ahogado. Para proseguir con la extraccin se procede a la utilizacin de mtodos 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 petrleo que tiende a escapar y expandirse por la disminucin de presin. La recuperacin final suele ser inferior al 20%.

b. Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre el petrleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petrleo hacia los pozos. La recuperacin de un campo con capa de gas es del 40/50%.

c. Empuje hidrosttico (water drive). La fuerza impulsora ms eficiente para provocar la expulsin del petrleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petrleo. La recuperacin en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%.

El mecanismo de surgencia natural es el ms econmico, ya que la energa es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la produccin se realizan en la superficie por medio del llamado "rbol de Navidad", compuesto por una serie de vlvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeo orificio cuyo dimetro depender del rgimen de produccin que se quiera dar al pozo.

Fig. 1- Esquema de pozo surgente

Cuando la energa natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre a mtodos artificiales para continuar extrayendo el petrleo. Con la extraccin artificial comienza la fase ms costosa u onerosa de la explotacin del yacimiento. Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por medios artificiales se emplean las mismas tuberas de produccin (tubing), en tramos de aprx. 9,45 m. de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos dimetros, desde 1,66 a 4,5 pulgadas segn lo requiera el volumen de produccin.

Entre los mtodos de extraccin artificial se cuentan los siguientes:

a. El bombeo mecnico, que emplea varios procedimientos segn sea la perforacin. El ms 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 tubera, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubera movidas por un balancn ubicado en la superficie al cual se le transmite el movimiento de vaivn por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a travs de una caja reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7,32 m. de largo con un dimetro interno de 1 a 3 pulgadas, dentro del cual se mueve un pistn cuyo extremo superior est unido a las varillas de bombeo. El 80% de los pozos de extraccin artificial en la Argentina utilizan este medio. El costo promedio de este equipo asciende a U$S 70.000 aproximadamente.

b. Extraccin con gas o Gas Lift. Consiste en inyectar gas a presin en la tubera para alivianar la columna de petrleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyeccin de gas se hace en varios sitios de la tubera a travs de vlvulas reguladas que abren y cierran al gas automticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la produccin natural cese completamente.

c. Bombeo con accionar hidrulico. Una variante tambin muy utilizada consiste en bombas accionadas en forma hidrulica por un lquido, generalmente petrleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubera y se accionan desde una estacin satlite. Este medio no tiene las limitaciones que tiene el medio mecnico para su utilizacin en pozos profundos o dirigidos.

d. Pistn accionado a gas (plunger lift). Es un pistn viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la superficie el petrleo que se acumula entre viaje y viaje del pistn.

e. Bomba centrfuga y motor elctrico sumergible. Es una bomba de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor elctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubera especial que lleva un cable adosado, para transmitir la energa elctrica al motor. Permite bombear grandes volmenes de fluidos.

f. Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la accin de un elemento rotativo de geometra helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielstico de igual geometra (estator) que permanece esttico. El efecto resultante de la rotacin del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator.

Fig. 2- El bombeo mecnico es el medio de extraccin artificial ms 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 Histresis en las Curvas de Presin Capilar. Drenaje e Imbibicin

Los fenmenos capilares poseen historia, y esto se traduce en que la relacin entre Presin Capilar y Saturacin no es biunvoca. De hecho, como veremos, existen innumerables curvas de Presin 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 Presin 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 Imbibicin

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 espontneo) pues las fuerzas capilares tienden a retener la fase mojante dentro de la estructural capilar. En este proceso siempre existe una presin umbral asociada a las fuerzas capilares originadas en los capilares de mayor dimetro.

La imbibicin es el proceso espontneo de desplazamiento, con una fase mojante, de la fase no-mojante. Este proceso no requiere aplicacin 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 imbibicin y drenaje, originan diferentes saturaciones de equilibrio. este ejemplo permite apreciar la razn por la que existe el denominado fenmeno de histresis (diferentes recorridos de ida y de vuelta) en las curvas de presin capilar.

Fig 2 - Diferente resultado final como consecuencia de seguir dos caminos alternativos (Drenaje e Imbibicin) en una estructura capilar idealizada

En la Fig 2, el capilar cilndrico "A" permite establecer, en base al ascenso capilar, que el agua es la fase mojante en este sistema.

Los capilares "B" y "C" son idnticos. Ambos poseen un abultamiento en su parte central, pero en su parte inferior y en su parte superior poseen idntico dimetro 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 imbibicin. En este caso el abultamiento central. Impidi 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, stas 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 presin 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 petrleo) es la fase no-mojante.

La Imbibicin

Si por alguna razn, el drenaje se interrumpe y comienza un desplazamiento con agua (por prdida del sello de la trampa o por inyeccin de agua durante la explotacin de un reservorio), la presin capilar del sistema evoluciona conforme a la curva de imbibicin esquematizad en la Fig 3.

Fig 3- Se interrumpe el drenaje y se comienza con el proceso de Imbibicin

Tal como se observa en la Fig 3, el desplazamiento del hidrocarburo no es completo durante la imbibicin, pues parte del mismo queda retenido en la estructura poral bajo la forma de Saturacin residual de petrleo (Sor).

Un drenaje adicional

Si con posterioridad al proceso de imbibicin 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 Imbibicin y drenaje

Si ms adelante se contina 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 continuacin perfecta (sin solucin de continuidad) del camino iniciado con la curva "I".

Fig 5. Aumento de las Fuerzas de Capilares

Otro proceso de Imbibicin

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 imbibicin, se origina un nuevo camino (Curva "V"), tal como se indica en la Fig. 5.

Fig. 5 Nuevo Proceso de Imbibicin

Importante: La curva "V" conduce a un valor de Sor ms grande que el correspondiente a la curva "II". Esto obedece a que el hidrocarburo contact una parte ms 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 ms 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. Tambin interviene la historia de saturaciones en la magnitud final de Sor.

Habiendo tantas curvas de presin capilar asociadas a un medio poroso con un determinado juego de fluidos, Cul es la curva que debe usarse en la caracterizacin de reservorios?

En principio, la curva principal de drenaje es la adecuada para describir el proceso de acumulacin de hidrocarburos en la trampa. En otras palabras, es la curva que debe usarse para la estimacin del OOIP.

Observacin: Para que esto sea vlido, la mojabilidad del sistema debe ser la que se indic. Esto es totalmente cierto en sistemas gas-agua, pero debe verificarse para sistemas petrleo-agua.

Para describir el proceso de inundacin con agua del reservorio (acufero natural o inyeccin), debe emplearse la curva de imbibicin correspondiente, que incluye un valor de Sor.

Observacin: La curva de Imbibicin 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 explotacin. Para la zona de transicin capilar son innumerables las curvas necesarias (una para cada Sw inicial).

Mojabilidad

En algunos casos ocurre que durante el ensayo o durante la produccin de pozos de petrleo se presentan aparentes "anomalas" atribuibles a la mojabilidad del reservorio. Sin embargo, a la hora de cuantificar la produccin de un reservorio, la mojabilidad se presenta como una especie de propiedad "intangible". No hay ecuaciones de Ingeniera de Reservorios en los que se introduzca un valor de Mojabilidad.

En esta pgina vamos a analizar la mojabilidad desde un punto de vista prctico y conceptual, con la intencin de facilitar su aplicacin a la evaluacin de reservorios.

Los Conceptos Fundamentales

Desde el punto de vista conceptual, vamos a dejar de lado las definiciones tericas, que se basan en ngulos de contacto (que no son fcilmente definibles en sistemas porales naturales) y vamos a recurrir a propiedades macroscpicas y a los efectos prcticos de la mojabilidad sobre las caractersticas del flujo multifsico en el medio poroso.

De este modo podemos establecer que si un medio poroso es mojable a una determinada fase (fase Mojante), esta condicin se traduce en que:

1. La fase Mojante ingresa al medio poroso en forma espontnea. Y, por lo tanto, es necesario entregar energa para sacarla del medio poroso.

2. La fase Mojante tiende a ocupar los capilares de menor dimetro dentro de la red poral. Y, en consecuencia, la fase Mojante es difcil de movilizar a travs del medio poroso.

En forma complementaria podemos establecer que:

1. La fase no-Mojante es expulsada del medio poroso en forma espontnea. Y, por lo tanto, no es necesario entregar energa para extraerla de la red poral. Slo es necesario disponer de una fuente de fase Mojante para que la reemplace en forma espontnea.

2. La fase no-Mojante tiende a ocupar los capilares de mayor dimetro dentro de la red poral. Y, en consecuencia, la fase no-Mojante es ms fcilmente 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 fenmenos 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 caracterstica pone un primer lmite a la posibilidad de completar la imbibicin.

El segundo punto se manifiesta impidiendo que se alcancen las saturaciones residuales durante el proceso espontneo de imbibicin. Esta segunda limitacin hace que el reemplazo de una fase por otra se detenga antes de llegar a la condicin residual de la fase no-mojante.

Fig 6. Mojabilidad de un Sistema Aceite / Agua / SolidoNOMENCLATURA

J(Sw) = Funcin J (Que, al igual que la Pc, es funcin de la Sw).

Sw = Saturacin de la fase mojante (habitualmente agua).

k = Permeabilidad absoluta del medio poroso.

Porosidad.

Pc = Presin Capilar.

= Tensin interfacial.

= ngulo de contacto en la interfase fluidos/slido.

CONCLUCIONES Y RECOMENDACIONES

Para poder analizar las curvas de Presin Capilar y Permeabilidad Relativa se deben conocer dos conceptos bsicos: Drenaje e Imbibicin.

Imbibicin 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 presin de drenaje para superar la presin capilar de entrada para la garganta de poro saturada de agua, el petrleo queda atrapado en el lugar.

Despus del drenaje con un petrleo 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 Imbibicin o de Drenaje, queda una saturacin de petrleo residual.

Se nota que la saturacin de 100%, que posee el agua en la mayora de los casos, no se vuelve a alcanzar a travs de los procesos de Drenaje e Imbibicin, lo que da como resultado una saturacin de petrleo residual.

Los experimentos de imbibicin y drenaje muestran que no es posible desplazar completamente uno de los fluidos por el otro.

BIBLIOGRAFA

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