Metodos de Producción Drenaje Imbibicion,

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL Estefani Arellano

1.- METODOS DE PRODUCCIÓN DRENAJE, IMBIBICION

2.- ABTRACT Los métodos de producción de hidrocarburos son los procesos que implican la buena predicción de las reservas que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por el hecho de que a partir de esta (producción) se explota y se obtiene realmente el hidrocarburo a comercializar, manejando gerencias que permiten organizar y llevar a cabo las buenas técnicas para conseguir el objetivo. Pero para que esto suceda se necesita de estudios geológicos, los cuales indique que el hidrocarburo en la formación será factible y comerciablemente explotable. Aquí se puede señalar a la exploración, la cual implica la búsqueda de yacimientos petrolíferos, así como el uso de técnicas geológicas de campo y de laboratorio con el fin de probar las posibles reservas que contienen. La producción por ser un sistema que implica realizar acciones en etapas para buscar un resultado. Es importante la capacidad productiva que se tiene, es decir con qué materia de hidrocarburo se cuenta para ser explotado, y qué mecanismos serán utilizados para poder extraer dicha materia ya sean naturales o artificiales, el último mecanismo se da cuando ya el pozo está muerto y el hidrocarburo no se extrae naturalmente. Para determinar la habilidad que tiene un pozo de producir fluidos, estos fluirán a través de la formación se realizan pruebas de pozos, los cuales en base al de desarrollo del campo se pueden dividir en: Identificación de la naturaleza de los fluidos del yacimiento y estimación del comportamiento del pozo. En pozos de gas se realizan pruebas de inyecciones que permitan saber cómo se trabajarán los fluidos a inyectarse cuando el pozo se maneje de una forma artificial; aquí se toma en cuenta las condiciones de fluido continuo, las cuales consisten en inyectar los fluidos de manera constante hacia la columna de los fluidos producidos por el pozo.

3.-RECURSOS Drenaje Se denomina drenaje al desplazamiento de un fluido mojante presente originalmente en la muestra rocosa por un fluido no mojante. De esta ecuación

Pc ¿ Pnw −Pw

se puede decir que para introducir un fluido no mojante hay

que vencer la presión capilar, con ese objeto se aplica una presión de entrada denominada presión de desplazamiento.

Figura 1. Esquema del proceso de drenaje. El petróleo es desplazado por agua. El fluido mojante es el petróleo. Imbibición Se denomina imbibición al desplazamiento de un fluido no mojante por un fluido mojante. El proceso de imbibición es espontaneo, pues la presión capilar introduce el fluido en la muestra.

Figura 2. Esquema del proceso de imbibición. El petróleo es desplazado por el agua. El fluido mojante es el agua. El la figura 3 se muestra la curva Pc (Sw) medida sobre una arena fuertemente mojada por agua. Para comenzar un proceso de drenaje inyectando petróleo en una muestra saturada totalmente con agua hay que aplicar una presión de desplazamiento. Esta debe ser mayor, cuanta más fuertemente mojada por agua sea la roca o más pequeños sean los diámetros de los poros en la cara de entrada. La curva de drenaje termina al alcanzarse la saturación irreducible de agua, Swi. Si en una segunda etapa se permite a la muestra embeberse con agua, se produce un ciclo de histéresis.

Figura 3. Curvas de presión capilar para una roca fuertemente mojable al agua.

4.-RESOLUCION

Como sabemos drenaje la disminución de la fase mójate e imbibición el aumento de la fase mójate. Experimentalmente se demostró, que θ es mayor cuando la fase mójate avanza sobre la roca que cuando se retira (histéresis). En un proceso de saturación y desaturación las presiones capilares medidas no son las mismas en un proceso de imbibición que en un proceso de drenaje, debido a que el camino termodinámico es aleatorio y por tanto diferente, tal diferencia en los valores de presión capilar se conoce como Histéresis.

Figura 4.- Histéresis del ángulo de contacto

El desplazamiento de petróleo por agua es un proceso de imbibición. Las curvas de presión capilar y permeabilidades relativas deben hacerse bajo condiciones de imbibición debido a futuros procesos de inyección de agua.

DRENAJE POR GRAVEDAD El drenaje por gravedad puede ser un método primario de producción en yacimientos de gran espesor que tienen una buena comunicación vertical y en los que tienen un marcado buzamiento. El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas debe migrar a la parte más alta de la estructura o al tope de la formación para llenar el espacio formalmente ocupado por el petróleo y crear una capa secundaria de gas. La migración del gas es relativamente rápida comparada con el drenaje del petróleo, de forma que las tasas de petróleo son controladas por la tasa del drenaje del petróleo. El drenaje por gravedad es un mecanismo importante de producción en varios ya- cimientos de California. Sin embargo, como estos yacimientos contienen crudos pesa- dos no son candidatos para la inyección de agua. La Tabla 1. Muestra un resumen y algunas características importantes de los mecanismos de producción primaria presentes en los yacimientos de petróleo.

Un aspecto común a todos los mecanismos de agotamiento o de recuperación primaria es el hecho de que para que los mismos actúen debe existir una reducción de presión en el yacimiento; por esta razón, cuando en algún momento de la vida de un yacimiento se inicia un proceso de inyección de fluidos que mantiene total o parcial- mente la presión promedio del yacimiento, se está reemplazando, total o parcialmente según el grado de mantenimiento de presión, un mecanismo primario por uno de recuperación secundaria o adicional, basado principalmente en el desplazamiento inmiscible del fluido en el yacimiento (petróleo) por el fluido inyectado (agua o gas). La efectividad y rentabilidad de este reemplazo de mecanismo en cualquier etapa de la vida de un yacimiento, determina el momento óptimo en que se debe iniciar un proceso de inyección de fluidos. SAGD (Segregación gravitacional asistida por vapor) Es una de las tecnologías más usadas en Canadá, desde que su creador Dr. Roger Butler en 1978 la implemento, ella se basa en dos pozos horizontales paralelo entre si y uno encima del otro, donde se busca mejorar la viscosidad del crudo y por lo tanto la movilidad del mismo, al pasar los años se ha venido modificando SAGD, pero siempre con el mismo principio de generar la cámara de vapor donde se modifiquen las propiedades del petróleo, teniendo algunas limitantes como relación de permeabilidades , espesor de la arena productora, profundidad, y otras limitantes que hacen un principio tan sencillo que es la segregación gravitacional asistida un reto para la ingeniería. Aplicación para SADG: Las condiciones ideales para la aplicación de SAGD.      

Profundidad 2000 cp. Permeabilidad Horizontal > 1000 mD Permeabilidad Vertical > 100 mD Capa de Gas