Transcript
Deber N°8 David Parra
Valor Creativo
2017-B
ESCUELA POLITECNICA NACIONAL Nombre: David S. Parra R. Asignatura: Simulación de Yacimientos Tema: METODOS DE Producción DRENAJE IMBIBICION; Fecha de entrega: 10/12/2017
1) Síntesis.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 e l 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 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. (Antoine, 2012)1 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%. (Antoine, 2012)1
2.- Base teórica 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. 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. (Humberto, 2009)2
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". (LacomunidadPetrolera, s.f.)3
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. (Mendoza, 2011)4
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. (Santander, 2012)5
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.
3.-Aplicativos • La presencia de una pequeña capa de gas puede prevenir pérdidas de calor a las capas suprayacentes del yacimiento debido a la baja conductividad térmica de la capa de gas. Por tal motivo una capa delgada de vapor puede no ser un aspecto negativo en la aplicación de SAGD. • Las fracturas a pequeña escala puede ser de beneficio para distribuir el vapor en el petróleo viscoso, y a su vez agregar una transferencia de calor y de masa más eficiente.
4.- Conclusiones
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, conocer el Fenómeno de Histéresis es importante. Existen muchas de tecnologías y métodos para solucionar problemas relacionados con la perforación y extracción de petróleo, que se basan en la Histéresis. Las curvas de presión capilar y permeabilidad no siempre son las mismas; es decir, pueden existir ligeras variaciones entre las curvas que se obtienen de un mismo yacimiento. 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.
5.-NOMENCLATURA Pc
Presión Crítica.
Pb
Presión de burbuja.
Sw
Saturación De Agua.
Θ
Swi
Angulo De Contacto. Saturación de agua inicial.
Sor
Saturación residual del petróleo.
SAGD
Segregación gravitacional asistida por vapor.
6.- Referencias
Referencias 1Antoine, J. (29 de mayo de 2012). XDOCS. Obtenido de https://es.slideshare.net/DEXTERANTOINE/goes-y-poes 2Humberto, M. F. (11 de septiembre de 2009). La comunidad Petrolera. Obtenido de https://www.lacomunidadpetrolera.com/2009/01/clculo-volumetrico-dehidrocarburos.html 3LacomunidadPetrolera. (s.f.). La comunidad Petrolera. Obtenido de 2009: https://www.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/curvas-de-declinacion-de-laproduccion.html 4Mendoza, D. (2011). Obtenido de http://www.ebah.com.br/content/ABAAABibwAA/fundamentos-ingenieriayacimientos-gas-natural 5Santander, U. I. (2012). Course Hero. Obtenido de https://www.coursehero.com/file/p4u314p/Helena-margarita-Rib%C3%B3n-EscuelaDe-Ingenier%C3%ADa-De-Petr%C3%B3leos-M%C3%89TODO-VOLUM%C3%89TRICO/
