CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
2.- MARCO TEÓRICO. 2.1.- RECUPERACIÓN MEJORADA DE CRUDOS. Se defi define ne todos todos los los proce proceso soss que que incre increme ment nten en econó económi micam cament ente e el recob recobro ro de hidrocarburos, mediante la inyección de fluidos y/o energía al yacimiento [1]. Flujo natural Levantamiento artificial
Estimulación, Acidificación Espumas y Geles
Figura # 2.: Recuperación Primaria, Secundaria y Terciaria [1]
Un criterio básico de selección es la comparación de las propiedades básicas de los yacimientos donde se han llevado a cabo los proyectos de recuperación mejorada en el ámbito internacional, permitiendo comparar sus características y propiedades con los potenciales candidatos del país [1].
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2.2.- PRINCIPIOS QUE GOBIERNAN LAS INTERACCIONES FLUIDO-ROCA.
Tensión interfacial (interfase fluido - fluido).
Mojabilidad (interacción roca - fluido). fluido).
Presión capilar (medida de la curva de dos fases en el medio poroso).
2.3.- RECUPERACIÓN TÉRMICA. 2.3.1.- DEFINICIÓN. La recuperación térmica de petróleo mejorada (thermal EOR) 1, se puede definir como un proceso en el cual se introduce calor intencionalmente en el yacimiento, con el propósito de mejorar el recobro de petróleo. El calor puede ser introducido en el yacimiento por un fluido que tenga una temperatura mayor a la del yacimiento (inyección de vapor), por combustión en sitio, o por medio de corriente (electromagnetismo.) [2]. Los métodos térmicos de recuperación mejorada, particularmente la inyección cíclica y la inyección continua de vapor, han demostrado ser los procesos más eficientes para la recuperación de crudos pesados y extra-pesados (P/XP) en los últimos años. Sin embargo, este tipo de métodos de recobro también han generad generado o increm increment entos os de recobro recobro import important antes es en yacimi yacimient entos os de crudos livianos y medianos (L/M) [2].
2.3.2.- OBJETIVOS DE LOS MÉTODOS TÉRMICOS [2].
En el caso de petróleos viscosos (5 – 20 °API), se utiliza calor para mejorar la eficiencia de desplazamiento y de la extracción. La reducción de la viscosidad del petróleo que acompaña al incremento de temperatura, permite no sólo que el
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Thermal Enchanced Oil Recovery
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2.2.- PRINCIPIOS QUE GOBIERNAN LAS INTERACCIONES FLUIDO-ROCA.
Tensión interfacial (interfase fluido - fluido).
Mojabilidad (interacción roca - fluido). fluido).
Presión capilar (medida de la curva de dos fases en el medio poroso).
2.3.- RECUPERACIÓN TÉRMICA. 2.3.1.- DEFINICIÓN. La recuperación térmica de petróleo mejorada (thermal EOR) 1, se puede definir como un proceso en el cual se introduce calor intencionalmente en el yacimiento, con el propósito de mejorar el recobro de petróleo. El calor puede ser introducido en el yacimiento por un fluido que tenga una temperatura mayor a la del yacimiento (inyección de vapor), por combustión en sitio, o por medio de corriente (electromagnetismo.) [2]. Los métodos térmicos de recuperación mejorada, particularmente la inyección cíclica y la inyección continua de vapor, han demostrado ser los procesos más eficientes para la recuperación de crudos pesados y extra-pesados (P/XP) en los últimos años. Sin embargo, este tipo de métodos de recobro también han generad generado o increm increment entos os de recobro recobro import important antes es en yacimi yacimient entos os de crudos livianos y medianos (L/M) [2].
2.3.2.- OBJETIVOS DE LOS MÉTODOS TÉRMICOS [2].
En el caso de petróleos viscosos (5 – 20 °API), se utiliza calor para mejorar la eficiencia de desplazamiento y de la extracción. La reducción de la viscosidad del petróleo que acompaña al incremento de temperatura, permite no sólo que el
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petróleo fluya más fácilmente sino que también resulta en una relación de movilidad más favorable.
Los procesos térmicos reducen la saturación residual de petróleo en las zonas calentadas, mejorando la eficiencia areal de barrido.
Las altas temperaturas generadas originan en el yacimiento procesos de destilación y craqueo del crudo contenido en sitio.
Las altas temperaturas generadas reducen o minimizan la tensión superficial y las fuerzas capilares.
2.3.4.- ANTECEDENTES HISTÓRICOS.
En el año 1865 se usaron calentadores de fondo para reducir la viscosidad con el fin de aumentar la tasa de producción de crudos pesados, mantener el crudo a una temperatura mayor al punto de fluidez y remover/inhibir la formación y deposición de sólidos orgánicos [2].
En el año 1917, combustión en sitio en yacimientos de petróleo; probablemente ocurrieron durante la inyección de aire para mejorar la extracción del crudo. A pesar de existir generación de calor en estos casos, no constituyen ejemplos de procesos térmicos de recuperación como tal, ya que no hubo un intento aparente para generar y usar calor en el yacimiento [2].
En el año 1920 Wolcott y Howard consideraron algunos elementos claves de los procesos de combustión en sitio, incluyendo inyección de aire para quemar parte del crudo para generar calor y reducir su viscosidad y proporcionarle además una fuerza de desplazamiento. Al respecto se les reconocen sendas patentes em 1923 [2].
En el año 1933 se hizo la primera publicación sobre una operación de campo del proceso de combustión subterránea en gran escala en vetas de carbón, hecha en la URSS [2].
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En el año 1934 se hizo el primer intento de aplicación a yacimientos petrolíferos una combustión en sitio en la URSS. Luego del intento inicial, la utilización del proceso no prosperó sino hasta una década después [2].
En el año 1942 E.W. Hartman promovió en EE.UU. las primeras aplicaciones de campo documentadas del proceso de combustión, al N de Bartlesville, Oklahoma. Durante los dos años siguientes se efectuó la segunda prueba en el Distrito Ardmore [2].
En la década de los 50 fue aplicado en Venezuela este método para recobrar bitumen en arena, los cuales no pudieron ser producidos por mecanismos de producción primaria [5].
Entre los años 1953 y 1954 se desarrolló la combustión en sitio tal cual es conocida hoy en los EE.UU. a partir de las investigaciones de laboratorio de Kuhn y Koch publicadas en 1953, y las de Grant y Sasz en 1954. Ellos visualizaron “que el calor dejado atrás en la zona quemada sería llevado corriente abajo por el aire inyectado a temperatura ambiente” [2].
Actualmente se reconocen tres formas principales de los procesos de combustión: La combustión progresiva seca o convencional, la combustión en reverso y la combustión progresiva húmeda[2].
Entre 1965 y 1970 varios investigadores evaluaron el calentamiento eléctrico usando 60Hz Ohmica y sistemas de calentamiento dieléctrico cerca del borde de pozos [3].
La primera prueba en el mundo reportada para estudiar el calentamiento eléctrico fue en Litltle Tom, Texas, en julio de 1969 [6].
En Bakerfield, California, se realizó una prueba en el año 1970 [6].
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Entre 1970 y 1980 Arco y PetroCanadá, individualmente, hicieron pruebas de sistemas de calentamiento eléctrico. El Departamento de Energía de los EE.UU. y el IIT Research Institute realizaron pruebas con éxito de calentamiento de radiofrecuencia para yacimientos de petróleo al oeste de USA [3].
En 1983 UENTECH (anteriormente ORS, EOR) y el IIT Research Institute, firmaron un contrato para comercializar las técnicas de calentamiento cerca del borde del pozo [3].
En 1983 UENTECH con varias compañías operadoras condujeron numerosas pruebas pilotos. Nuevos equipos y técnicas fueron desarrollados [3].
2.3.5.- NECESIDAD DE LOS PROCESOS TÉRMICOS. Considérense dos yacimientos completamente idénticos, excepto por la viscosidad del crudo. El desplazamiento lineal de petróleo mediante un volumen específico de agua, resultará en una mayor saturación de petróleo en la zona barrida por el agua para el crudo de más alta viscosidad. (ver figura #2.2).
1.0
Swr
Posición del frente de desplazamiento agua/petróleo para un crudo de baja viscosidad
Sw PETROLEO AGUA Posición del frente de desplazamiento para un crudo de alta viscosidad
0
Swi DISTANCIA DESDE LA ENTRADA Figura # 2.2: Efecto cualitativo de la viscosidad del crudo sobre la distribución de la saturación de petróleo [2]
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Cuando la viscosidad del crudo es suficientemente baja, la saturación del petróleo corriente arriba del frente de desplazamiento es esencialmente irreducible, originando el conocido desplazamiento tipo pistón. Nótese que la saturación de petróleo decrece a través del frente de desplazamiento por una cantidad igual a 1- Sor-Swi. Tratándose de un crudo de alta viscosidad, el descenso de la saturación de petróleo en el frente de desplazamiento es mucho menor y una cantidad sustancial del crudo movible es rebasado por el borde del frente de desplazamiento. El agua simplemente se mueve más rápidamente que el crudo, dejando atrás cierta cantidad de crudo movible. Esto significa que para los crudos más viscosos, considerando la misma tasa de inyección de agua e igual volumen inyectado, el agua irrumpirá primero en el pozo productor, se manejará más agua en un tiempo mas temprano en la vida del proyecto, y se producirá menos petróleo. Se continuará produciendo petróleo luego de la irrupción del agua, pero el porcentaje promedio de petróleo será mucho menor. Para los crudos de alta viscosidad, se requiere una inyección de agua equivalente a varios volúmenes de la formación porosa para reducir el petróleo remanente a una cantidad cercana a la irreductible. No solamente es pobre la eficiencia de desplazamiento, sino que la eficiencia volumétrica del barrido disminuye en la medida en que aumenta la viscosidad del crudo.
¿Qué puede hacerse para mejorar la recuperación de crudos viscosos de los yacimientos? Los parámetros adimensionales que afectan la tasa de flujo del crudo son:
Razón entre fuerzas de gravedad y fuerzas de presión aplicada:
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L × g × ∆ ρ × Cos (θ ) ∆ P
Ecuación 2.1
En esta relación la única propiedad potencialmente controlable del crudo es la diferencia de densidad entre el crudo y el fluido desplazante ( ∆ ρ ). Pero la densidad del crudo no cambia significativamente durante el curso de cualquier proceso de recuperación.
Razón entre fuerzas de presión capilar y fuerzas de presión aplicadas: c) σ × Cos (θ k × ∆ P Ecuación 2.2
En esta relación el factor σ *cos(θ c) se puede variar. Como las fuerzas capilares tienden a mantener el crudo en la trampa de poros, seria deseable lograr que la tensión interfasial sea esencialmente cero. Esto conlleva la idea de permitir que el crudo sea disuelto o emulsificado en la fase acuosa. Estos procesos de disolución y emulsificación constituyen lo que se conoce como inyección de químicos, materia objeto de activa investigación y desarrollo en las dos últimas décadas, centrándose dicha investigación en los crudos de baja viscosidad. Sin embargo, los méritos técnicos y económicos de tales procesos todavía deben probarse mediante proyectos a escala comercial.
Razón entre fuerzas aplicadas y fuerzas de viscosidad: K × ∆ P µ × L ×Q Ecuación 2.3
En esta relación la única propiedad manejable del crudo es la viscosidad y si todo se mantiene igual, el flujo de crudo (Q) aumenta a medida que la viscosidad ( µ .) disminuye. Factibilidad del Uso de Métodos de Recuperación Mejorada para Yacimientos Carbonáticos Fracturados en el Campo Mara Oeste
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Existen dos formas físicas básicas para reducir la viscosidad del crudo:
Mezclar el crudo con un solvente de baja viscosidad. Se ha intentado el uso de solventes como fluidos desplazantes, sin embargo el uso de ellos debe ser probado comercialmente con respecto a otros procesos.
Aumento de la temperatura del crudo con calor (el cual, reduce además las fuerzas capilares).
Hasta ahora los procesos térmicos han sido los únicos medios prácticos para mejorar el funcionamiento de la extracción de crudos viscosos de los yacimientos petrolíferos. La utilización del calor en los pozos para disminuir la viscosidad del crudo y aumentar las tasas de producción ha sido aceptado como una vía plausible durante varias décadas. Debido a su éxito, relativa simplicidad y bajo costo, el uso del calor para mejorar la extracción de petróleo ha ganado amplia aceptación en la industria petrolera [2].
2.3.6.- IMPORTANCIA DE LOS PROCESOS TÉRMICOS. Un ejemplo de cómo los procesos térmicos de extracción de crudo pueden incrementar marcadamente la tasa de producción se muestra en la figura #2.3, la cual presenta datos de California desde 1964 hasta 1985. Mucho del petróleo producido térmicamente en California está entre 10 y 20° API. La producción térmica total en 1984 fue de 432.300 BPD, la cual corresponde al 38% de la población total del estado de California. De los 605.000 BPD obtenidos en EE.UU. a principios de 1986 por métodos de extracción mejorada, un 79% (ó 480.000 BPD) se produjo por métodos térmicos. Este porcentaje se ha mantenido alrededor del 79% durante esta década. En Venezuela se ha producido más de 150.000 BPD por inyección de vapor por varios años consecutivos; y en Canadá hay numerosos proyectos de extracción térmica, aunque las tasas de producción no sean muy altas. La dirección natural histórica de aplicación de los procesos térmicos es hacia los crudos viscosos, ya que no hay ningún otro método práctico eficiente en su caso.
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Sin
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embargo, los métodos térmicos de extracción, usualmente se pueden aplicar a cualquier tipo de crudo. No obstante, ellos deben ser de aplicación técnica factible en el yacimiento escogido y ser competitivamente económicos con respecto a métodos alternos, en especial en el caso de crudos de baja viscosidad. 500
400
40
300
30
200
20
100
10
0 1965
1970
1975
1980
Porcentaje de la Producción Total del Estado
Producción Adicional en California
0 1985
Figura # 2.3: Producción adicional en California [2]
Además de los crudo viscosos, el carbón y las lutitas petrolíferas son los prospectos más indicados para la aplicación de estos procesos. Existen grandes depósitos de crudos viscosos, bitumen, carbón y lutitas petrolíferas en el mundo. En EE.UU. hay una concentración de crudos pesados en California, donde ya se ha sentido el impacto de los métodos térmicos. Gigantescos yacimientos de crudo pesado existen en Canadá y Venezuela. En la parte occidental de EE.UU. hay extensas áreas de lutitas petrolíferas y carbón [2].
2.3.7.- CLASIFICACIÓN DE LOS PROCESOS TÉRMICOS DE RECOBRO [2].
Según el origen o fuente generadora del calor con relación al yacimiento se tienen dos tipos:
1. Inyección de fluidos caliente en la formación.
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2. Generación de calor en el propio yacimiento (procesos “in-situ”).
Según la función que cumplan se tienen dos tipos:
1. Desplazamientos térmicos: En estos procesos, el fluido se inyecta continuamente en un número de pozos inyectores para desplazar el petróleo y obtener producción en otros pozos. 2. Tratamientos de estimulación: En estos procesos solamente se calienta la parte del yacimiento cercana a los pozos productores o en el pozo mismo; y las fuerzas impelentes en el yacimiento (gravedad, gas en solución, empuje por agua) afectan las tasas mejoradas de extracción una vez que se reduce la resistencia al flujo.
Según el sitio de aplicación del proceso se tienen tres tipos:
1. Aplicables a la formación: •
Fuente externa de calor:
a) Inyección de agua caliente o de vapor: continua o alternada. b) Explosiones nucleares. c) Inyección de electricidad. •
Fuente interna de calor:
a) Combustión en el yacimiento: convencional o progresiva (seca o húmeda) y en reverso. b) Calor geotérmico. 2. Aplicables en la vecindad del hoyo del pozo:
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
•
Fuente externa de calor:
a) Inyección de agua caliente o vapor. b) Inyección de aceite caliente. c) Inyección de gases calientes. d) Calentadores en el fondo del pozo. •
Fuente interna de calor:
a) Combustión directa limitada. 3. Aplicables en el hoyo del pozo: a) Vapor para remover sólidos orgánicos o de otros tipos de los orificios en el revestidor, el forro ranurado o de malla de alambre. b) Acidificación. Entre algunas de las consideraciones que se debe tomar en cuenta para implementar este tipo de procesos, se pueden destacar los siguientes factores:
Geología y heterogeneidades del yacimiento (Barreras lutíticas, densidad de fracturas, estratificaciones de la permeabilidad).
Energía de empuje del yacimiento.
Composición mineralógica y propiedades químicas del crudo de la formación.
Presión del yacimiento y saturación de crudo.
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2.4.- INYECCIÓN DE VAPOR. 2.4.1.- INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR. La IAV2 es uno de los métodos de inyección de vapor más usados en la actualidad en los yacimientos contentivos de petróleo pesado y extra pesado. Esta popularidad viene de su fácil aplicación, una baja inversión inicial y el retorno rápido del presupuesto. Los resultados del tratamiento de la IAV se evidencian en sólo pocas semanas, con un aumento de la producción notable [4]. Este método consta de tres períodos, es decir, el período de inyección, el período de remojo y el período de la producción. Durante el período de inyección (1 a 3 semanas aproximadamente), el pozo es inyectado con la más alta tasa que sea posible (de manera de reducir las pérdidas de calor) durante un tiempo determinado. Una vez que se ha inyectado el volumen de vapor deseado se procede al período de remojo (3 a 5 días aproximadamente), cerrando el pozo. Esto es con el fin de que se caliente la matriz y los fluidos presentes de la manera más uniforme posible (ver figura #2.4).
Petróleo viscoso Zona calentada Vapor condens. Vapor Flujo de petróleo y vapor condens
Figura # 2.4: Proceso de la IAV [1] 2
Inyección Alterna de Vapor
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
Entre el período de inyección y el período de remojo, ocurre una significativa reducción de la viscosidad del petróleo original y quizás unos centipoise en la zona de vapor. El petróleo y el agua sufren un proceso de expansión térmica y debido a la presurización de la arena, si existiere gas libre, éste se disolvería. Inmediatamente antes de colocar el pozo en producción, la arena calentada por el vapor contiene alta movilidad de petróleo, vapor y agua. Como la presión de interfase de la arena se disminuye debido a la producción fluida, varias fuerzas actúan para que los fluidos sean expulsados hacia el pozo. Si la presión del yacimiento es alta, la tasa de flujo será más alta que la tasa de flujo original (petróleo frío), así como el aumento de la movilidad del petróleo. Cuando el pozo se abre a producción, éste por lo general fluye de manera natural. Generalmente hay primero un alto corte de agua, el cual cae para dar paso al crudo. Debido a la caída de presión que esto causa, crudo frío del yacimiento pasa por la roca caliente. El intercambio de calor calienta el crudo y enfría la roca por lo que, junto con la caída de presión, hace que las tasas declinen (4 a 6 meses) [4] (ver figura #2.5). Producción de Petróleo (BPD) Tasa de producción Tasa de producción pico
Inyección de vapor Remojo
Meses
Figura # 2.5: Esquema típico del la IAV [4]
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
Este ciclo se repite, por lo general, con una disminución de la tasa de producción, hasta alcanzar el límite económico. La movilidad del crudo es baja, lo cual afecta las economías de la recuperación de estos crudos. Por otro lado, el desplazamiento de estos crudos con agua es ineficiente (Mw >> Mo) y, a alta presión, ICV no se puede realizar pues el vapor se condensa. Se requiere, por tanto, de mecanismos que permitan reducir µ o. Usualmente se emplea en yacimientos de petróleo pesado que contienen crudos cuyas viscosidades son un factor limitante para alcanzar tasas de producción natural a niveles comerciales. El proceso es de fácil implementación que requiere de bajas inversiones y con rápidas tasas de retorno. El mismo consta de tres fases: inyección, remojo y producción, siendo los parámetros de diseño característicos para cada yacimiento o pozo. La IAV ayuda al agotamiento natural. Por tanto, el yacimiento debe tener energía natural [7]. En general, debe existir inicialmente en el yacimiento una fuerza desplazante para que la IAV tenga éxito. En otras palabras, no es suficiente reducir la resistencia al flujo en el yacimiento. El drenaje por gravedad y el empuje por gas disuelto son a menudo muy importantes para suministrar fuerzas desplazantes durante la fase de producción. Y durante el remojo y la producción, la condensación del vapor tiende a reducir la presión tanto en el pozo como en sus alrededores, promoviendo así el flujo.
2.4.2.- INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR. La ICV3 es una técnica que usa dos pozos por separados, uno inyector y uno productor para mejorar la producción de petróleo que se producirá finalmente. El calor del vapor inyectado reduce la viscosidad del petróleo. Los fluidos inyectados calientan al petróleo desde el pozo inyector al pozo productor [2] (ver figura #2.6). 3
Inyección Continua de Vapor
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
El movimiento de vapor a través del yacimiento entre el inyector y productor, crea varias regiones de diferentes temperaturas y saturaciones de fluido. Las regiones son la zona de vapor (A), la zona de condensado caliente (B,C), la zona de condensado frío (D), y la zona de flujo del yacimiento (E). La zona de condensado caliente puede subdividirse en un banco solvente (B) y un banco de agua caliente (C). Las divisiones entre las zonas proporcionan una manera útil de describir los varios procesos que ocurren durante un ICV. Separación y almacenamiento de los fluidos de producción (petróleo, gas, agua)
Pozo de producción
Pozo de Inyección
Generador de vapor
Zona de vapor y agua condensada Agua
Zona de C02 y Zona de agua agua caliente
Zona de petróleo calentado
Zona de petróleo y agua con temperaturas cercanas a las originales del yacimiento
Tomado de ENHANCED OIL RECOVERY-NATIONAL PETROLEUM COUNCIL/
Jun 1984
Figura # 2.6 Proceso de la ICV [1]
Un perfil de temperatura típico para un ICV (ver figura #2.7) muestra la transición gradual de la temperatura de vapor desde el pozo inyector hasta la temperatura del yacimiento en el pozo productor. Cuando el vapor entra en el yacimiento, forma una zona de vapor-saturada alrededor del pozo. Delante de la zona vapor-saturada (A), el vapor se condensa en agua cuando pierde calor hacia la formación y forma condensados calientes, los cuales se dividen en las zonas (B, C). Empujados por la inyección continua de vapor, los condensados calientes llevan calor delante del frente hacia las regiones más frescas más allá del inyector [5]. En el futuro, el condensado pierde su calor a la formación, y su temperatura se reduce a la temperatura inicial del yacimiento. Factibilidad del Uso de Métodos de Recuperación Mejorada para Yacimientos Carbonáticos Fracturados en el Campo Mara Oeste
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
Porque los mecanismos de desplazamiento de petróleo son diferentes en cada zona, la saturación de petróleo varía entre el inyector y productor (ver figura #2.8). Los mecanismos activos y de la saturación dependen principalmente de las propiedades térmicas del petróleo. 400
F º a r u t a r e200 p m e T
Tv
A
B
C
D
0
E
Ty
Del pozo inyector al pozo productor Figura # 2.7: Perfil típico de temperatura
En la zona de vapor (A), la saturación del petróleo alcanza su valor más bajo porque el mismo está sujeto a la temperatura más alta. La saturación residual real lograda es independiente de la saturación inicial; ésta depende de la temperatura y la composición del petróleo. El petróleo se mueve de la zona de vapor a la zona de condensado caliente (B, C) por destilación de vapor (a la temperatura de vapor), creando un banco solvente (B) de destilados ligeros en el extremo, simplemente delante del frente de vapor. También se despoja gas del petróleo en esta región [5]. En la zona de condensado caliente, el banco solvente (B) generado por la zona de vapor extrae petróleo adicional de la formación, formando una fase miscible de petróleo. Las temperaturas altas en esta zona reducen la viscosidad del petróleo y extienden el mismo para producir saturaciones más bajas que aquéllas encontradas con una inyección de agua convencional.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
El petróleo movible es empujado por los frentes de vapor (A) y agua caliente (C). Cuando el vapor inyectado se ha condensado y se ha enfriado a la temperatura del yacimiento (en la zona de condensado frío), se forma un banco de petróleo (D). Así, la saturación de petróleo en esta zona es realmente más alta que la saturación de petróleo inicial. 80
) % ( o e l ó r t e P e d 40 n ó i c a S r u t a
Sor Soi
A
B
C
D
E
0
Del pozo inyector al pozo productor Figura # 2.8: Perfil típico de saturación de petróleo
El desplazamiento aquí es representativo de una inyección de agua. Finalmente, en el yacimiento la zona (E), la temperatura y la saturación se acercan a las condiciones iniciales. En general este método consiste en inyectar vapor en forma continua a través de algunos pozos y producir el petróleo por otros, tal como en la inyección convencional de agua. En la ICV se usan distintos pozos para inyectar y producir de manera tal que se aumentan la tasa de producción y la cantidad de petróleo que se recupera de cada pozo.
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
El calor del vapor inyectado reduce la viscosidad del petróleo a medida que el fluido inyectado empuja el petróleo del inyector al productor. Inyector y productor completados en la sección inferior del yacimiento. El inyector se completa en la parte inferior, pues el vapor se segrega hacia la parte superior del intervalo. El productor se completa en la parte inferior para reducir la producción de vapor. Algunas veces se fractura el yacimiento con vapor, pero las fracturas no deben alcanzar al productor. Es un proceso de desplazamiento que puede ser empleado tanto en yacimientos de crudos P/XP como en yacimientos de crudos L/M. Estos tipos de proyectos resultan más complejos y requieren mayores inversiones que los de inyección cíclica de vapor, pero son más eficientes desde el punto de vista de recuperación última. Generalmente, antes de comenzar un proyecto de inyección continua de vapor, se han utilizado previamente inyecciones cíclicas o alternadas de vapor. Sin embargo, se reconoce que la ICV es menos eficiente que la inyección cíclica de vapor, de allí que sean menos frecuentes que los procesos de estimulación [5].
2.5.- CALENTAMIENTO ELECTROMAGNÉTICO. El calentamiento electromagnético es un proceso de recuperación mejorada, el cual ofrece un gran número de ventajas. Dado un yacimiento, el calor puede llevarse a la zona de interés, las condiciones que hacen que el calor eléctrico sea viable son a menudo diferentes a las que se requeriría para proyectos con químicos, gases, vapor o combustión. El calentamiento eléctrico puede: 1) Remover el daño causado por la deposición de parafinas cercanas al borde del pozo o por la viscosidad del crudo, 2) Remover hidratos y 3) Aplicarse a crudos viscosos con baja movilidad a condiciones del yacimiento. Las desventajas son principalmente el aspecto económico como: Factibilidad del Uso de Métodos de Recuperación Mejorada para Yacimientos Carbonáticos Fracturados en el Campo Mara Oeste
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
completaciones más costosas, los costos de operación más altos y más espaciamiento entre los pozos [12]. Las herramientas de calentamiento electromagnéticos pueden ser
ampliamente
divididas en tres diferentes categorías, basadas en la frecuencia de la corriente eléctrica usada por la herramienta; estas son: (1) Calentadores eléctricos de baja frecuencia que usan corriente Resistiva u Ohmica, (2) Calentadores eléctricos de alta frecuencia (calentadores dieléctricos) que usan corriente de Radiofrecuencia / Microondas, y (3) Las herramientas de la Inducción que tienen la habilidad de usar una gama amplia de corrientes de baja a media frecuencia, dependiendo de los requisitos de calor y temperatura deseados [3]. Las herramientas de corriente eléctrica resistiva penetran más profundamente en el yacimiento que las herramientas de alta frecuencia a temperaturas por debajo del punto de vaporización del agua, aunque la temperatura de la zona afectada puede ser más alta con herramientas de alta frecuencia. El agua en sitio proporciona la conducción iónica con los sistemas de calentamiento resistivos, permitiendo el uso de bajas frecuencias, siendo así menos costoso el suministro de energía. Las herramientas de inducción, por otro lado, alternando el flujo de corriente a través de un juego de conductores inducen un campo magnético en el medio circundante que inducen corrientes de remanso y pérdidas de hysteresis, en el casing o liner. La variación del campo magnético, a su vez, induce corrientes secundarias, las cuales circulan en el medio generando calor en las zonas del borde del pozo en el yacimiento. Estas herramientas son muy eficientes. Para yacimientos de petróleo pesado en sitio, las aplicaciones de calentamiento con herramientas de corrientes resistivas e inductivas han sido
más ampliamente usadas que las
herramientas de alta frecuencia [3]. En el rango de alta frecuencia (radio frecuencia y microondas), el calentamiento dieléctrico prevalece, y los dipolos formados por las moléculas tienden a encuadrarse
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
con el campo eléctrico. La alternación de este campo induce un movimiento rotatorio delante de los dipolos, con una velocidad proporcional a la frecuencia de alternación. El movimiento molecular puede resultar en calefacción significante, como se ve en hornos de microondas [3].
2.5.1.- CALENTAMIENTO ELÉCTRICO RESISTIVO (CER 4). El calentamiento eléctrico resistivo debe su nombre al principal mecanismo de generación de calor presente, el cual está representado por la Ley de Ohm, donde la energía en segundos viene dada por el cuadrado de la corriente eléctrica multiplicado por la resistividad del medio (I 2*R). El efecto de Joules es el mecanismo predominante en corriente directa (cd) o en corrientes alternas de baja frecuencia [6]. En este método la corriente de baja frecuencia (usando el mecanismo de conducción iónico) se hace viajar a través de la presencia de agua intersticial en el sistema de matriz del yacimiento. La energía eléctrica se convierte en energía de calor a través de las pérdidas asociadas en la formación. El efecto global de la generación de calor, es reducir la presión cerca del borde del pozo disminuyendo la viscosidad del petróleo y mejorando la movilidad del mismo [3]. En una configuración simple, dos pozos productores de petróleo vecinos, actúan uno como ánodo y otro como cátodo. Una diferencia de potencial es aplicada por los dos electrodos y el conductor eléctrico a través de la formación es proporcionado por el agua de la formación, formando así un circuito eléctrico [3]. Para mantener el circuito eléctrico deben tomarse en cuenta la temperatura de ebullición del agua, para así no sobrepasar la presión de la formación [3].
4
Calentamiento Eléctrico Resistivo
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Figura # 2.9: Configuración simple de un sistema de calentamiento resistivo
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
2.5.1.2.-
COMPONENTES
PRINCIPALES
DEL
CALENTAMIENTO
RESISTIVO [3]: 1. Ensamblaje de electrodos, consta en segmentos de casing y juntas de aislamiento, se prediseñan, usando los estudios de optimización de tasas de flujo, basándose en las características del yacimiento. 2. Unidad generadora de energía, que proporciona los medios para modificar la línea, (generalmente 480 V, 50/60 Hz), generando energía para que llegue al yacimiento. Un rango de frecuencias producido puede estimarse para perfeccionar el consumo de energía y la eficiencia de la entrega. Usualmente la unidad generadora de energía está disponible en módulos de 100KW y puede conectarse en paralelo o serie, para cumplir con un requisito de carga conveniente para una aplicación en particular. 3. El sistema de entrega de energía, consiste en una tubería, cable o una combinación de ambos. Este sistema esencialmente proporciona el medio para llevar la energía de una manera eficaz y segura. 4. El sistema de tierra, se diseña para regular el flujo de energía en el yacimiento.
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5. El Sistema de monitoreo y grabación, provee el hardware y software, necesarios para controlar y monitorear de manera manual o automática, la energía y temperaturas a través de sondas montadas en los sistemas. El recorrido que ocurre desde la unidad generadora de energía a través del sistema de entrega, hasta el ensamblaje de electrodo y a través de la matriz del yacimiento, regresa a la unidad generadora de energía por el sistema de tierra. Otras posibles configuraciones para este tipo de calentamiento son: pozo simple, donde la potencia eléctrica se transmite y retorna por un solo pozo a través de las formaciones o del revestidor [6] (ver figura #2.10).
Salida de petróleo
Bloque terminal del cable de potencia
Revestidor de ácero Tubería de ácero Revestidor de fibra de vivrio Tubería de fibra de vidrio Electrodo
Zona fría Zona calentada
Figura # 2.10: Sistema de calentamiento resistivo para un pozo vertical [3]
La Uentech International Corp. y sus compañías asociadas han desarrollado varios tipos de sistemas de calentamiento de baja frecuencia. Éstos son: Sistema de calentamiento por tubería, donde a la tubería se le aplica energía de una manera controlada. Los pozos candidatos típicos son aquellos con depositaciones de parafina, asfaltenos, azufre, hidratos u otros, en la tubería (ver figura #2.11).
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Figura # 2.11: Sistema de calentamiento por tubería en un pozo vertical [3]
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Sistema de calentamiento por bloque en múltiples pozos; el modelo de configuración es igual al modelo de producción/inyección de la IAV. Esto es una extensión que se coloca casi encima del borde del pozo a calentar, donde la corriente se dirige para calentar entre los pozos espaciados y, además, las regiones cercanas al borde del mismo. Esto es una nueva tecnología experimental y está actualmente bajo investigación (ver figura #2.12).
Figura # 2.12: Sistema de calentamiento por bloque en múltiples pozos [3]
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2.5.2.- CALENTAMIENTO ELÉCTRICO INDUCTIVO (CEI 5). Esta herramienta está comprendida por una bobina eléctrica, que se coloca en el pozo, por la cual se hace circular una corriente; varios inductores que son atados en el fondo de la tubería de producción y posicionados de forma opuesta en la zona de producción [3]. El sistema utiliza el casing de producción como un elemento de calentamiento inductivo, es decir, inducen una corriente eléctrica en el metal y crean calor según la resistividad de ese conductor determinado por la Ley de Omh [6], generando un campo electromagnético para dirigir calor a la zona de producción que rodea el borde del pozo (ver figura #2.13). Las herramientas de calentamiento por inducción se han usado ampliamente para calentar las cercanías del borde del pozo, principalmente para los pozos verticales. Tales aplicaciones
para los pozos horizontales están siendo
investigadas actualmente [3]. El rango de frecuencia de trabajo en las herramientas desarrolladas hasta el momento está entre 50 Hz y 25000 Hz, siendo la potencia máxima comercial disponible de aplicación de 80 kW por bobina [6].
2.6.3.- CALENTAMIENTO DIELECTRICO.
Figura # 2.13: Sistema de calentamiento por inducción en un pozo vertical [3]
5
Calentamiento Eléctrico Inductivo
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Esta técnica de calentamiento fue desarrollada hace apenas 5 años, por lo que no se cuenta con un historial de aplicaciones que respalde su funcionamiento, sin embargo, las grandes inversiones hechas recientemente por las compañías comerciales ha creado un sistema confiable para trabajar en condiciones de fondo de pozo [6]. En el caso de la CEI, el calor es generado por el flujo de corriente eléctrica alterna a través de un elemento conductor en contacto directo con la formación, o al menos con los fluidos producidos, por lo cual, el único medio de transferencia de calor posible es la conducción. La variación del campo electromagnético induce corrientes secundarias en los metales alrededor, y su circulación en el medio determina la tasa de conversión de energía eléctrica. El efecto de los campos electromagnéticos de bajas frecuencias en el crudo o la arena de formación es completamente inexistente; por ese motivo, la CEI posee un radio de penetración mucho menor que el CER, en el orden de 1 metro a 2 metros; pero según la aplicación requerida, los niveles de potencia y eficiencia se adaptan mejor a este proceso [6]. Esta tecnología utiliza un dispositivo excitador que puede ser fácilmente colocado en la zona de interés y, de hecho, es la mejor técnica de calentamiento eléctrico cuando se refiere a pozos horizontales. Desde superficie se conecta la fuente de poder y se energiza la bobina utilizando el propio cable de alimentación como retorno [6].
2.5.3.- CALENTAMIENTO DIELÉCTRICO. El proceso consiste en generar microondas con una unidad montada en un remolque en superficie. Estas ondas eléctricas son transmitidas por conductividad por un canal llamado guía de ondas para el caso de pozos profundos y un cable coaxial para el caso de pozos someros. Las ondas viajan a través de la guía de ondas y se emiten desde una antena que está por debajo de la superficie suspendida en un pozo fuente. La antena se posiciona entre la interfase agua-hidrocarburo [9] (ver figura #2.14). El pozo fuente está rodeado por pozos para la recuperación. El líquido y el vapor son bombeados simultáneamente del pozo fuente y de los pozos para la recuperación. Las producciones líquidas se transfieren a los tanques de almacenamiento. El vapor es Factibilidad del Uso de Métodos de Recuperación Mejorada para Yacimientos Carbonáticos Fracturados en el Campo Mara Oeste
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condensado
a líquido y guardado separadamente. Los vapores no-condensables
pueden ser venteados, o pueden tratarse, dependiendo del sitio. Las bombas líquidas patentadas recuperan sólo hidrocarburos de la superficie del agua y producen cantidades mínimas de agua asociada. La fuente de energía eficazmente lleva el recobro hacia los pozos de la recuperación. Sólo es producido hidrocarburo; así se reducen los costos de tratamientos de mezclas de hidrocarburo y agua [9]. La profundidad de penetración de las microondas es normalmente pequeña, pero para fluidos de yacimientos relativamente movibles; la energía de las microondas calienta continuamente a los fluidos cuando éstos son arrastrados hacia el pozo productor. La antena que genera las microondas puede colocarse en un agujero taladrado cerca del pozo productor [10], o incluso en el mismo pozo. El análisis de la literatura indica que es factible usar radiación de MW para calentamiento de pozos. Con longitudes de penetración de 3 a
50 pies y con
temperaturas altas (<930 °F), usando diferentes métodos para llevar al fondo del pozo la radiación [11]. Cuando la frecuencia aumenta, la vibración molecular aumenta de tal manera que la transformación de energía electromagnética a energía termal es alta, ocurriendo esta transformación por fricción intermolecular [11]. En este caso, el calentamiento es instantáneo, independiente de las características termales del medio y dependiente de la frecuencia usada, de la intensidad del campo eléctrico de excitación y de la permisividad compleja del medio [11]. Específicamente, el calentamiento de los fluidos de la formación puede llevar a una movilidad mejorada de la fase de petróleo y relativamente las fases de los acuíferos y el gas, conllevando a un aumento en la producción de petróleo. El calentamiento electromagnético se basa en la transformación de energía eléctrica en energía termal. La distribución de energía depende de las características eléctricas y de la frecuencia usada en la muestra. En general, la radiación cuyas frecuencias van Factibilidad del Uso de Métodos de Recuperación Mejorada para Yacimientos Carbonáticos Fracturados en el Campo Mara Oeste
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de 300 MHz a 300 GHz con longitudes de onda que van de unos pocos mm a 30 cm referidos a estas microondas, y los efectos de calor que ocurren en este rango de frecuencias se refieren como calentamiento de microondas (MW 6). El calentamiento con radiofrecuencias (RF7) se refiere a los procesos de radiación usados en el rango de 10100 MHz [9].
Figura # 2.14: Esquema de calentamiento por microondas
2.6.- SIMULACIÓN NUMÉRICA. El objetivo de la simulación numérica es construir un modelo de yacimiento, que permita reproducir el comportamiento de presión y producción de los fluidos presentes en el yacimiento, con la finalidad de poder analizar los diferentes esquemas de explotación para el campo, permitiendo el desarrollo óptimo de las reservas remanentes económicamente rentable. La simulación numérica de yacimientos utiliza principalmente fundamentos matemáticos como las ecuaciones de flujo de fluidos a través del medio poroso, las cuales son la Ley de la Conservación de la Masa y la Ley empírica de Darcy. Además, toma en cuenta la
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Microwaves Radiofrequency
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heterogeneidad del yacimiento, la dirección de flujo de fluidos, la trayectoria de los pozos, la inyección de fluidos y otros.
2.6.1.- INCENTIVOS PARA LA SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS.
La simulación es mejor, más barato y confiable que los demás métodos.
Es el método de análisis más completo.
Los problemas deben ser resueltos en forma simple y al menor costo.
Tiene un gran incentivo económico. Mayores ganancias a través de una mejor gerencia.
Permite establecer estrategias de explotación que agreguen valor.
Genera credibilidad y confiabilidad.
Es un instrumento ideal para la toma de decisiones por la información que suministra.
Es una herramienta clave para el monitoreo de yacimientos. El modelo actualizado mediante la inclusión de nuevos datos y con ajuste de historia es ideal para el seguimiento.
Es de interés a todos los profesionales: para el ingeniero es un método preciso de análisis, para el gerente en la toma de decisiones, para el nuevo profesional es un instrumento ideal de adiestramiento, para el MEyP representan resultados entendibles y creíbles, y para el operador es una herramienta para mejorar la gerencia.
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2.6.2.- PUNTOS IMPORTANTES PARA UN MODELO DE SIMULACIÓN:
Validar la Historia de producción e Inyección en el yacimiento/pozo:
En esta sección se debe corroborar que toda la historia de inyección/producción, tanto para el yacimiento como para los pozos, está correctamente cargada en la base de datos; luego se debe crear el archivo de producción/inyección con la extensión requerida por el simulador.
Validar los datos Presión:
En esta sección se debe analizar la historia y comportamiento de presiones medidas en el campo en función del tiempo y de los acumulados de producción.
Validar los datos P.V.T:
En esta sección se debe certificar la consistencia de los datos P.V.T (Presión de burbujeo, °API, gráficos de RGP vs Np, RGP vs Tiempo, Presión vs Np, Presión vs Tiempo y Viscosidad vs Presión)
Validar propiedades de la Roca:
En esta sección se estudian todos los análisis especiales de núcleos disponibles para el modelo, donde se deben identificar las curvas de permeabilidades relativas más representativas del yacimiento (Krg-Kro y Kro-Krw), así como también, se deben tomar en cuenta las curvas de presión capilar (agua-petróleo y gas-petróleo), todo esto sin apartar las propiedades petrofísicas de la roca, que permitan establecer las diferentes regiones del yacimiento.
Elaborar archivos de eventos para todos los pozos:
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Tomando como punto de partida la historia de los eventos por pozo (Ficha de pozo), se debe crear un archivo donde se especifique la apertura y cierre de las arenas productoras en tiempo (fecha), tipo de trabajo, tope de las perforaciones, base de las perforaciones, diámetro del hoyo y grado de estimulación (S). Paralelamente se debe preparar un archivo de trayectoria del pozo, donde se especifice la desviación que éste tiene.
Elaborar Malla de Simulación: Una vez definido en el modelo estático las unidades de flujo, se procede a tomar los
mapas de propiedades petrofísicas, mapa estructural, mapa de arena y mapa de fallas, para crear la malla de simulación, donde se debe tomar en cuenta la orientación, el número de celdas totales y el número de celdas entre pozos.
Conexión de los pozos con la malla de simulación:
Una vez construida la malla y creado el archivo de desviación de los pozos, se procede a realizar la conexión del pozo con cada celda que él atraviesa.
Inicialización del modelo:
La inicialización se divide en dos etapas básicas; la primera consiste en preparar y cargar todos los datos (No Recurrentes) de entrada mínimos necesarios que requiere el simulador (definición del modelo, mallado de simulación, Datos P.V.T, historia de producción y eventos por pozo); y una segunda parte, donde se busca establecer el equilibrio de las propiedades dinámicas del modelo, con el objeto de establecer las condiciones iniciales de la acumulación de los fluidos; para esto, se toma como punto de partida las propiedades de lo fluidos. Esta sección se da por culminada cuando se acepta el valor del POES calculado por el simulador, y las condiciones de equilibrio inicial no varían con respecto a los datos de entrada; tomando como referencia los resultados obtenidos en Fase II (modelo estático/dinámico).
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Ajuste o cotejo de la historia:
El cotejo de la historia es un proceso iterativo racional en el que se modifican las variables estáticas y dinámicas del modelo para reproducir la historia de presiones, tasas de fluidos, RGP y RAP para todo el yacimiento/pozo; obteniendo un conjunto de propiedades de roca/fluido y permeabilidades relativas que reproducen los resultados de manera razonable.
Predicciones del comportamiento de producción:
Las predicciones son la parte final del estudio de simulación y permiten visualizar el comportamiento futuro del yacimiento/pozo bajo diferentes escenarios de explotación; en esta etapa se busca seleccionar la estrategia más óptima para la recuperación de las reservas; seguido a esto, se debe realizar el análisis económico para cada uno de los escenarios planteados.
Entrega del modelo y base de datos:
Se entrega un informe técnico detallado, el cual debe contener la base de datos organizada con todos los archivos finales utilizados en el desarrollo del modelo (Cotejo y Predicciones); así como también, generar todos los mapas que muestren el avance de los fluidos, nivel de energía del yacimiento, saturación actual y áreas con reservas remanentes. Vale la pena resaltar que toda esta información debe ser entregada en papel como en formato digital.
2.6.3.- SIMULACIÓN NUMÉRICA DEL CAMPO MARA OESTE. Los yacimientos de petróleo convencionales se conceptúan como medios porosos cuyas propiedades de índole estructural, tales como la porosidad y la permeabilidad, son funciones continuas de la posición. En muchos casos estas propiedades se
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consideran uniformes y sólo en aplicaciones especiales, como en el caso de yacimientos estratificados, se le da carácter direccional a la permeabilidad incluyendo así efectos de la anisotropía del medio sobre el flujo de fluidos. La característica más resaltante de los yacimientos fracturados es la presencia de discontinuidades en la matriz porosa, llamadas fracturas. La matriz porosa posee propiedades estructurales comparables a la de yacimientos convencionales, en tanto que las fracturas son en sí misma un medio poroso caracterizado por una alta porosidad
y
también
una
alta
permeabilidad.
La
figura
#2.15
muestra
esquemáticamente una sección de un yacimiento fracturado, presentando algunas de sus características más importantes.
Figura # 2.15: Representación matriz fractura del yacimiento
La diferencia entre la permeabilidad de la matriz y de la fractura, tiene como consecuencia que al establecer un gradiente de presión en un yacimiento fracturado, el flujo se efectúe preferiblemente a través de la red de fracturas. El proceso de producción de petróleo de un yacimiento fracturado podría visualizarse como el resultado de dos etapas: un flujo de la matriz hacia la red de fracturas; y las fracturas,
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CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
las cuales forman una red a través de la cual se mueven los fluidos y se dirigen a los pozos productores. Este sistema de fracturas se supone prácticamente continuo, es decir, con posibilidades de comunicación desde un punto arbitrario del sistema a otro. La parte constituida por la matriz o conjunto de bloques de la matriz, en cambio, a pesar de ser continua, no muestra transferencia de flujo entre bloques (para los efectos de la simulación éstos bloques se consideran discontinuos y sin comunicación directa). Desde el punto de vista geométrico, se puede conceptualizar como un medio de doble porosidad: la porosidad primaria que estaría constituida por la matriz porosa en sí, y la porosidad secundaria que consideraría en bloques de matriz como los granos de un medio poroso cuyos poros serían las fracturas. La porosidad primaria constituye una región de almacenamiento de fluidos, en tanto que la porosidad secundaria representaría la zona de flujo. Pero los bloques de la matriz si interactúan con las fracturas. La matriz que es donde se almacena la mayor parte de los fluidos, transfiere esos fluidos a las fracturas a medida que la diferencia de presión, la compresibilidad y otros factores lo van permitiendo. Al comenzar la producción, la presión disminuye rápidamente en las fracturas debido a su alta permeabilidad. Esto, aunado a los otros factores, provoca la transferencia de los fluidos de la matriz a las fracturas y a través de ellas dirigirse a las zonas de producción donde la presión es menor. En los otros factores que interactúan en ese intercambio de fluidos matriz-fracturas, está la imbibición. Al inyectar agua a través de las fracturas puede suceder que el agua sea imbibida por los bloques de la matriz que, a su vez, transfieren el petróleo a las fracturas para ser transportado a las zonas de producción. Este es un mecanismo bastante estudiado y muy importante en la producción de algunos yacimientos. De igual forma, la gravedad, la presión capilar (tanto en los fenómenos de drenaje e imbibición) y los factores comunes a cualquier yacimiento, deben tomarse en cuenta para describir eficazmente el comportamiento de los yacimientos fracturados. En cuanto
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a la permeabilidad y porosidad, son de mucha importancia las diferencias que existen entre matriz y fracturas. No es fácil llegar a un conocimiento suficientemente preciso de todas las características de estos yacimientos, debido principalmente a dificultades técnicas, pero con el tiempo han ido surgiendo nuevas tecnologías que progresivamente van facilitando la detección y descripción de los yacimientos naturalmente fracturados.
2.6.4. ASPECTOS IMPORTANTES PARA LA SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS FRACTURADOS. En primer lugar, hay que tener en cuenta los aspectos geológicos del yacimiento. Los datos geológicos deben aportar información suficiente acerca de la forma y tamaño de los bloques de la matriz, que no serán iguales para todo el yacimiento, pues la altura de estos bloques suelen influir en la producción. Todos los simuladores capaces de modelar este tipo de yacimientos toman en cuenta los datos geométricos de los bloques de la matriz (ver figura #2.16).
Figura # 2.16: Sistema matriz fractura
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También es importante la caracterización de las fracturas en cuanto a su anchura, profundidad y orientación, frecuencia de fracturas por tipo. Las propiedades de las fracturas como conjunto: su distribución y grado de intercomunicación, su densidad y su intensidad. Estos parámetros pueden ayudar a la determinación del tamaño y forma de los bloques de la matriz. La geología debe indicar dónde los estratos se encuentran mas curvados, en estos lugares se encuentran los pozos mejores productores del área. Los parámetros, como: permeabilidad, porosidad de matriz y fracturas y presión capilar, son de vital importancia. Los bloques de la matriz son representados en el simulador como paralelepípedos cuyas dimensiones tratan de dar un volumen aproximado al e los bloques reales.
Vugys Matríz Fractura
Modelo del yacimiento
Bloque de la malla del yacimiento
Matríz Fractura
Bloque de matríz rodeado por fracturas
Modelo idealizado del yacimiento en un bloque de la malla
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Figura # 2.17: Comparación física del modelo y el real de un sistema fracturado
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