TEMAS ESPECIALES

TEMAS ESPECIALES

Los Asfaltenos y el Medio Poroso

por M. Crotti, I. Labayen y S. Illiano (ltima modificacin - 06 de noviembre de 2000).

Cuando se habla de Benceno o n-C20 u otro compuesto en particular se hace referencia a especies qumicas bien definidas con propiedades perfectamente medibles y reproducibles. Por el contrario, los asfaltenos no son una especie qumica sino una familia de compuestos que presentan slo un comportamiento global caracterstico. Bajo el trmino "asfaltenos" se agrupa a los componentes que quedan como fraccin insoluble luego de tratar una mezcla en determinadas condiciones (solventes, temperaturas, etc). La composicin de esta fraccin insoluble vara de petrleo en petrleo y la caracterstica comn, que los hace importantes en el estudio de los reservorios y en la produccin de petrleo, es que suelen originar precipitados (slidos) que daan el medio poroso o bloquean caeras de conduccin.

En general, desde el punto de vista de la produccin de petrleo, comparten muchas caractersticas con las parafinas (ambas fracciones generan depsitos slidos) pero las propiedades de solubilidad y respuesta a los tratamientos trmicos o bacterianos son netamente diferentes.

Aunque en otras pginas se detallarn la cuantificacin, la remocin y/o el tratamiento de los asfaltenos, el objetivo de esta pgina es el de analizar un comportamiento muy especial de los asfaltenos en cuanto a la evaluacin de los reservorios. Bsicamente se analiza en detalle la respuesta a la siguiente pregunta:

Cmo deben medirse las propiedades bsicas y especiales de los medios porosos, cuando en el reservorio existen asfaltenos precipitados?

La respuesta a esta pregunta no es trivial puesto que deben tenerse en cuenta los siguientes puntos contrapuestos:

Si la fraccin asfltica se encuentra precipitada en el medio poroso, dejando de lado los problemas de flujo en las zonas de altos caudales (cercanas de los pozos) estos slidos deben considerarse como parte de la matriz porosa y no del petrleo producible.

Los perfiles convencionales y las mediciones rutinarias de laboratorio cuantifican a los asfaltenos como parte del espacio poral ocupado por hidrocarburos.

De modo que si no se toman precauciones especiales se pueden sobrevaluar la porosidad real del sistema y la cantidad de petrleo original "in situ" (POIS).

En los casos en que se sospecha o existe evidencia cierta de la presencia de asfaltenos en el medio poroso, la correcta evaluacin del reservorio slo se obtiene con una integracin adecuada de la informacin de coronas, de perfiles y de los fluidos de produccin.

Para entender el problema, su anlisis y posible solucin debe tenerse en cuenta que:

1. Si los asfaltenos son inmviles no se presentan en los fluidos de produccin. Puede existir un transitorio, en los ensayos iniciales, donde los asfaltenos de las cercanas del productor se eliminan por efecto de los altos caudales. Pero luego de superado ese transitorio, la produccin regular no incluye los asfaltenos que retiene el medio poroso (y que, por lo tanto, forman parte del medio poroso).

2. En las coronas los asfaltenos permanecen junto con el petrleo residual. Dado que en la corona de los horizontes petrolferos siempre queda una cierta cantidad de petrleo residual puede asegurarse que la cantidad de asfaltenos precipitados en el reservorio que llegan al laboratorio son, por lo menos, los que acompaaban al volumen de petrleo vivo asociado al petrleo remanente en la corona. Cualquier barrido inmiscible del medio poroso elimina con mayor facilidad los hidrocarburos lquidos que los precipitados.

De esta forma, comparando las diferencias en el contenido de asfaltenos entre los extractos del medio poroso y los fluidos de produccin es posible cuantificar (dentro de un rango estrecho) el volumen de asfaltenos precipitados. Este resultado permite corregir tanto el VP como el POIS a emplear en los clculos de reservorio.

En base a lo anterior es posible establecer la siguiente secuencia de medicin para estos casos:

1. Extraccin y preservacin de una corona.

2. Extraccin de fluidos de produccin en todos los niveles en que se realicen ensayos de pozo.

3. Seleccionar algunos puntos representativos de la corona y realizar extractos intensivos del petrleo del medio poroso durante las etapas de lavado, conservando los extractos orgnicos. En esta etapa debe elegirse (mediante ensayos previos) el solvente que elimine la mayor cantidad de hidrocarburos de la red poral. En general el diclorometano rene muchas caractersticas (alta volatilidad, gran capacidad como solvente, fcil accesibilidad, etc) que lo hacen apto para esta etapa.

4. Evaporar los extractos hasta eliminar por completo el solvente de extraccin. Al residuo obtenido lo llamaremos "Residuo A".

5. Someter a los petrleos de produccin al mismo tratamiento. En este proceso se origina un residuo al que denominaremos "Residuo B".

6. Comparar cromatogrficamente y en propiedades medias (densidad y Peso Molecular) los Residuos A y B. Si se obtienen variaciones sistemticas entre los Residuos A y B en las zonas comparadas, se debe realizar una resolucin de la mezcla para cuantificar volumtricamente la contribucin de la fraccin precipitada en el reservorio.

7. Integrar los datos anteriores con la informacin PVT (medida o calculada) y los estudios de perfiles, para cuantificar volumtricamente la fraccin hidrocarbonada no mvil.

8. Establecer las condiciones adecuadas para evaluar la permeabilidad, presin capilar y permeabilidades relativas en condiciones representativas de la situacin del reservorio.

Recomendaciones

Debe evitarse el empleo de muestras muy pequeas que puedan originar desviaciones estadsticas, de modo que en cada nivel elegido es conveniente tomar una importante cantidad de roca y desagregarla. La muestra desagregada (sin llegar a la molienda de los granos individuales) debe cuartearse hasta llegar a una muestra representativa para los siguientes estudios. Una fraccin de 10 a 50 g (dependiendo del contenido estimado de petrleo) se coloca en cartucho de celulosa y se extrae con el solvente elegido en equipo de extraccin contina (Sohxlet).

Como ya se mencion, en general el Diclorometano es un muy buen solvente de la fraccin asfltica.

Las muestras de petrleo de produccin deben homogeneizarse vigorosamente para asegurar que durante el muestreo de las diferentes alcuotas se tomen muestras representativas (no afectadas por posibles segregaciones de slidos ocurridas con posterioridad a la toma de muestra).

Todos los extractos con diclorometano se deben evaporan en igualdad de condiciones (Ej.: Roto-evaporacin a presin y temperatura prefijados).

Antes de emplear cromatografa de alta resolucin, es conveniente someter a todos los residuos obtenidos en el punto anterior a una cuantificacin de compuestos Saturados, Aromticos, Resinas y Asfaltenos (Metodologa SARA, empleda de manera rutinaria en anlisis geoqumicos).

La cromatografa gaseosa no permite cuantificar en forma directa los asfaltenos, pues quedan retenidos en la columna, pero es muy adecuada a la hora de caracterizar las fracciones ms livianas.

Las muestras de roca ya extradas con diclorometano se deben someter a determinacin de COT (Carbono Orgnico Total) para detectar posibles fracciones no extradas (asfaltenos insolubles, materias carbonosas).

Como en todo anlisis de laboratorio, siempre es recomendable la repeticin de algunas muestras para verificar la reproducibiliadad del muestreo y de toda la secuencia experimental.

Cuando las diferencias entre los Residuos A y B son indudables (e indican una mayor proporcin de asfaltenos en el Residuo A), deben correlacionarse estas diferencias con otras propiedades del medio poroso.

En base al comportamiento de las diferentes muestras analizadas se puede establecer no slo la magnitud del fenmeno, sino su variacin a lo largo de la columna estratigrfica.

Si no se observan diferencias entre los Residuos A y B se obtiene un dato cualitativo fundamental. En este caso puede asegurarse que no existen hidrocarburos precipitados en las condiciones de reservorio y por lo tanto puede realizarse una medicin convencional de la corona y una caracterizacin convencional del reservorio.

NOTAS

Debido a la importancia que suele tener la presencia de asfaltenos precipitados en el medio poroso, cuando las coronas se extraen con este fin, el estudio de los asfaltenos debe definirse como prioritario. De este modo todos los demas estudios sobre la corona deben relegarse a las necesidades en tiempo y en disponibilidad de material hasta resolver satisfactoriamente el tema de los asfaltenos.

Se han reportado numerosos casos de variacin vertical en el contenido de asfaltenos de los petrleos1. Este fenmeno se atribuye regularmente a la accin de la gravedad (en tiempos geolgicos) sobre los productos precipitados de mayor densidad que los hidrocarburos lquidos.

En caso de no disponerse de coronas, puede emplearse "cutting", o testigos laterales2 haciendo un "screening" de mediciones para establecer la reproducibilidad y confiabilidad del mtodo. Adicionalmente, la medicin sobre "cuttings" suele ser de utilidad para establecer una caracterizacin areal del reservorio, empleando como patrn de mediciones aquellos pozos en los que se dispone de coronas.

La mojabilidad del sistema, para el caso de rocas con precipitados orgnicos se torna una propiedad relevante, pues estos depsitos suelen originar marcadas mojabilidades al petrleo, con todas las consecuancias de este resultado sobre las estrategias de explotacin.

La posible presencia de materia carbonosa no soluble durante la etapa de lavado se debe cuantificar mediante estudios de corte delgado.

La Mojabilidad

Cmo tenerla en cuenta en los clculos.

por: M. Crotti (ltima modificacin - 28 de octubre de 2001).

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.

La Medicin de Laboratorio

Existen dos metodologas bsicas de laboratorio para "cuantificar" la mojabilidad.

El mtodo de Amott1.

El mtodo USBM2. Conocido tambin como mtodo de la centrfuga.

Con fines didcticos describiremos slo el primero de estos mtodos, pues su interpretacin es ms "intuitiva".

En el mtodo de Amott se cumple la siguiente secuencia de mediciones.

1. Se elige la muestra cuya mojabilidad se quiere determinar. En general es una muestra proveniente de una corona ("core") preservada.

2. Sin lavar la muestra, se completa la saturacin de lquido hasta el 100% del VP, empleando petrleo o una fase equivalente.

3. Se inyecta petrleo, en una celda de desplazamiento, hasta que la muestra no produce ms agua. Se asume que, en estas condiciones el sistema poral se encuentra en condiciones de Swirr.

4. Se realiza el primer ensayo de imbibicin por inmersin de la muestra en un cubeta con agua. En esta etapa se mide el ingreso espontneo de agua mediante el registro del petrleo expulsado del medio poroso. A la cantidad de petrleo producida en forma espontnea (sin aporte de energa externa) se lo denomina "volumen de petrleo producido por imbibicin" (Voi).

5. Se desplaza petrleo adicional mediante un proceso de aporte de energa externa. Esta etapa puede cumplirse por centrifugado o por barrido con agua. A la cantidad de petrleo producida con aporte de energa externa se lo denomina "volumen de petrleo forzado" (Vof).

6. Se calcula el ndice de mojabilidad al agua (Iw) como

Iw = Voi / (Voi + Vof)

7. Se realiza el segundo ensayo de imbibicin por inmersin de la muestra en un cubeta con petrleo. En esta etapa se mide el ingreso espontneo de petrleo mediante el registro del agua expulsada del medio poroso. A la cantidad de agua producida en forma espontnea (sin aporte de energa externa) se lo denomina "volumen de agua producida por imbibicin" (Vwi).

8. Se desplaza agua adicional mediante un proceso de aporte de energa externa. Esta etapa puede cumplirse por centrifugado o por barrido con petrleo. A la cantidad de agua producida con aporte de energa externa se lo denomina "volumen de agua forzado" (Vwf).

9. Se calcula el ndice de mojabilidad al petrleo (Io) como

Io = Vwi / (Vwi + Vwf)

En forma resumida estos ndices expresan, para cada fase, la siguiente proporcin:

Ind. de Mojab. = Vol. Ingresado en Forma Espontnea / Vol. Total Ingresado

Definidos de esta forma, los ndices de mojabilidad al agua y al petrleo expresan la fraccin del proceso de desplazamiento que se produce en forma espontnea.

Un ndice de mojabilidad cercano a 1 (uno) implica que el proceso de desplazamiento se completa en forma espontnea.

Un ndice de mojabilidad cercano a 0 (cero) implica que el proceso de desplazamiento slo es posible con el agregado de energa externa.

Nota: Es comn que ambos ndices de mojabilidad tomen valores intermedios (entre 0 y 1), indicando que, en alguna medida, tanto el petrleo como el agua ingresan en forma espontnea en el medio poroso.

En general se indica como mojabilidad preferencial a la de la fase que posee mayor ndice de mojabilidad, se habla de mojabilidad intermedia en los casos que ambos ndices son de la misma magnitud.

Las Consecuencias

Cuando un medio poroso presenta una mojabilidad preferencial a uno de los fluidos que contiene, se presentan dos efectos manifiestos que tienen importancia tanto en la produccin de fluidos como en la modelizacin del flujo multifsico.

Efectos de Borde.

Este efecto pone de manifiesto la tendencia de la fase mojante a permanecer en el medio poroso. De esta forma, mientras no se aplique una diferencia de presin equivalente a la presin capilar que retiene a la fase mojante, sta no es expulsada de la roca. En redes porales muy cerradas ("tight sands") este efecto es responsable de la no produccin de agua aunque la saturacin de agua sea notablemente superior a la Swirr.

Permeabilidades Relativas.

Tal como se desarrolla en otras pginas de este foro, las permeabilidades relativas medidas en laboratorio, expresan la relacin funcional entre la saturacin de fases y la capacidad de un medio poroso para conducir dichas fases, cuando las fuerzas dominantes del proceso son las fuerzas viscosas.

Bajo dominio de las fuerzas viscosas las fases tienden a moverse preferentemente por los canales porales de mayor dimetro, y esta situacin se presenta en zonas de alto caudal, donde los gradientes de presin dinmicos superan ampliamente las presiones capilares del sistema.

Sin embargo en zonas de bajo caudal de circulacin de fluidos (lejos de pozos productores o inyectores) las fases tienden a ocupar los canales propios de los equilibrios estticos. En estas condiciones la fase mojante (o aquella a la que la roca muestra mojabilidad preferencial), tiende a ocupar los poros de menor dimetro, de modo que las curvas de permeabilidades relativas pueden cambiar notablemente de una zona a otra del reservorio. La fase mojante es menos mvil en desplazamientos a baja velocidad.

Estas caractersticas generan situaciones en que no se cumple la ley de Darcy, puesto que a diferentes caudales cambia la distribucin de fases entre capilares de diferente dimetro. En consecuencia se pierde la proporcionalidad entre diferencia de presin y caudal. A nivel de laboratorio este efecto es frecuente y est ampliamente documentado3 . El mismo fenmeno ocurre a escala de reservorio por lo que resulta necesario contemplarlo al adaptar las curvas de permeabilidad relativa en el proceso de escalamiento.Cmo Introducir la Mojabilidad en los Modelos de Reservorio

Tal como se mencion al comienzo de este desarrollo, la mojabilidad no es parmetro que se introduzca en forma directa en los clculos de ingeniera de reservorios. Sin embargo los efectos de la mojabilidad se manifiestan en:

La forma que adoptan las curvas de distribucin de fluidos en el medio poroso

Las movilidades de las diferentes fases en funcin de la saturacin del sistema.

Por esta razn, a nivel de laboratorio es indispensable una correcta determinacin de la mojabilidad de las muestras ensayadas porque la interpretacin de los resultados y su posibilidad de escalamiento a las condiciones del reservorio est muy vinculada al conocimiento del valor que adopta este parmetro.

De modo que la medicin rutinaria de mojabilidad apunta a dos objetivos primarios:

1. Tratar de determinar la mojabilidad del sistema en condiciones de reservorio para poder escalar las mediciones de laboratorio y para interpretar la respuesta del reservorio a las distintas condiciones de explotacin./span>

2. Conocer la mojabilidad que manifiestan las muestras en las condiciones de laboratorio.

El primer objetivo obliga a realizar una serie de suposiciones, de las cuales la ms limitante es la de aceptar que la roca llega al laboratorio en las mismas condiciones de mojabilidad que tena en el reservorio. Este punto es de difcil demostracin debido a la gran cantidad de operaciones que se realizan durante el coroneo, transporte y almacenamiento del material extrado (exposicin a filtrados de lodo, despresurizacin, exposicin al oxgeno atmosfrico, etc). Sin embargo el dato de laboratorio es el primer dato a emplear en la caracterizacin del reservorio.

Si ms adelante se dispone de indicaciones diferentes en funcin del anlisis de perfiles o interpretacin de los datos de produccin, el dato de laboratorio debe re-interpretarse o modificarse para adaptarlo a la realidad del sistema.

El segundo objetivo se cumple con total certeza a nivel de laboratorio. Una medicin de mojabilidad en laboratorio es, por definicin, totalmente representativa de la mojabilidad que manifiestan las muestras en condiciones de laboratorio. Esta afirmacin, que parece trivial, es importante pues es la que permite reinterpretar la informacin de laboratorio si se llegara a la conviccin de que a nivel de reservorio la mojabilidad es diferente.

Un punto importante a mencionar es que si bien suele ser un valor constante, la mojabilidad a nivel de reservorio puede variar con la proximidad a los acuferos o con la composicin de los hidrocarburos en diferentes ubicaciones espaciales dentro de la estructura.

En general los reservorios que muestran una neta mojabilidad al agua suelen presentar ese comportamiento en toda la estructura. Por otro lado, cuando se encuentran indicios de mojabilidad mixta o de mojabilidad preferencial al petrleo, puede suponerse que en diferentes zonas, estas caractersticas pueden mostrar cambios importantes. Esto ltimo obedece a que, en general una mojabilidad al petrleo implica un cambio de la mojabilidad original del sistema. Y este cambio puede haber alcanzado diferente magnitud en diferentes zonas del reservorio.

Independientemente de las condiciones de mojabilidad de la roca reservorio, algunos ensayos de laboratorio se hacen en condiciones pre-fijadas de mojabilidad. En esta categora se ubican.

Las mediciones de presin capilar aire agua. Estos sistemas son totalmente mojables al agua.

Las mediciones de presin capilar por inyeccin de mercurio. El mercurio cumple la funcin de la fase no-mojante.

Otros ensayos que se realizan sobre muestras lavadas donde, durante el proceso, suele obtenerse una marcada mojabilidad al agua.

En resumen, para una correcta interpretacin y escalamiento de los datos de laboratorio, resulta imprescindible conocer la mojabilidad de las muestras frescas (recin extradas del reservorio) para realizar los ensayos en condiciones de mojabilidad equivalente. Si, con el tiempo, se aceptara una mojabilidad diferente a nivel de reservorio, es necesario re-interpretar los resultados de laboratorio. Y esto slo es posible si se conoce la mojabilidad que manifestaban las muestras durante los ensayos realizados. En la pgina Modelo_KR.htm se muestra el efecto de la mojabilidad sobre las curvas de permeabilidad Relativa, mediante un modelo simplificado de medio poroso.

Temas de Ingeniera de ReservoriosLa Compresibilidad del Medio PorosoAlgunos Comentarios sobre Mediciones de Laboratorio.Autor: M. Crotti.(ltima modificacin - 14 de marzo de 2002).La compresibilidad de la roca es un parmetro necesario para la evaluacin de reservorios. Es un valor que cobra mayor relevancia en reservorios marcadamente subsaturados no sometidos a mantenimiento de presin.La Compresibilidad del Volumen Poral o Compresibilidad Poral (CP) mide la fraccin de cambio del VP en funcin del cambio en la presin neta de confinamiento (NOBP, "Net OverBurden Pressure"). La ecuacin que la define es la siguiente:CP= - (1/VP) . dVP/dPLas compresibilidades tpicas de las rocas reservorio se encuentran en el rango de 3 a 30 x 10-6 psi-1Desde el trabajo pionero de Hall1, en 1953 en que se plante la posibilidad de correlacionar la compresibilidad poral con la porosidad de la roca, se han realizado numerosos estudios2, 3, 4, 5, 6 que facilitan la tarea de escalamiento de las mediciones de laboratorio. Trabajos como el de Newman2 (1973) muestran la necesidad de obtener datos experimentales para cada estudio particular.En este desarrollo se analizan slo algunas consideraciones relacionadas a una de las vas rutinarias de obtencin de valores de compresibilidad (la medicin en laboratorio) y la forma adecuada de escalar los resultados.Mediciones TpicasPara alcanzar el objetivo fijado, es conveniente comenzar el anlisis a partir de la magnitud de las variables involucradas.Las muestras rutinarias de laboratorio tienen 25 mm, 38 mm de dimetro. con una longitud del orden de 6cm . Con estos valores, y considerando porosidades del orden del 15% puede construirse la siguiente Tabla.DimetroLongitudPorosidadVPCVPDV en el rango de 1000 a 5000 psi de NOBP

3.8 cm6.0 cm15 %10.2 cm330 x 10-6 psi-11.24 cm3

3.8 cm6.0 cm15 %10.2 cm33 x 10-6 psi-10.12 cm3

2.5 cm6.0 cm15 %4.42 cm330 x 10-6 psi-10.53 cm3

2.5 cm6.0 cm15 %4.42 cm33 x 10-6 psi-10.05 cm3

La ltima columna de esta Tabla corresponde al cambio volumtrico total que se registra en el equipo de laboratorio para las diferentes muestras consideradas.Para visualizar estos valores puede tenerse en cuenta que 0.05 cm3 es el tamao tpico de una gota de lquido.Consideraciones Relacionadas al Volumen de MedicinSi bien en los equipos de laboratorio se miden volmenes de 0.01 cm3 con suficiente precisin, debe tenerse en cuenta que las rugosidades superficiales de la muestra pueden alojar cantidades de lquido del mismo orden de magnitud que el valor que se pretende medir.Operativamente, en los equipos rutinarios de medicin, la muestra se rodea o empaqueta con materiales que deben adaptarse a la superficie de la muestra en estudio. Durante la etapa de compresin se mide el lquido expulsado de la muestra como resultado de la disminucin del VP en funcin de la NOBP.Sin embargo el material que envuelve la muestra se adapta progresivamente a su superficie a medida que aumenta la NOBP. Y, durante esta adaptacin, cualquier volumen de fluido que se encuentre entre la muestra y el equipo de medicin es expulsado del sistema, resultando indistinguible del fluido expulsado desde el interior de la muestra.Para eliminar la contribucin correspondiente a la adaptacin superficial del equipo experimental y de la muestra puede realizarse un primer ciclo de compresin, hasta la mxima presin de estudio, cuyos valores se descartan. En el segundo ciclo de compresin slo se medira la deformacin del VP pues toda la adaptacin mecnica se habra producido en el primer ciclo. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que esta metodologa asume que la muestra slo sufre deformaciones elsticas. De este modo, despus de realizado el primer ciclo, la muestra recuperara las propiedades mecnicas iniciales.Independientemente de otras consideraciones, resulta evidente que al disminuir la relacin Superficie/Volumen, todos los fenmenos superficiales disminuyen en importancia. Desde este punto de vista es preferible trabajar con muestras del mximo volumen disponible. El caso ptimo se logra al trabajar con muestras de Pleno Dimetro, y el caso ms afectado por fenmenos superficiales es el de muestras de 25 mm de dimetro.Consideraciones Relacionadas al Comportamiento del Medio Poroso.En este punto debe tenerse en cuenta que, durante la compresin, el medio poroso puede sufrir deformaciones plsticas o deformaciones elsticas.Si el comportamiento es elstico, debe trabajarse con varios ciclos de compresin-descompresin hasta lograr que los resultados sean repetitivos. En los primeros ciclos de compresin se producen todos los cambios debido a deformaciones irreversibles de adaptacin muestra-equipo de medicin, y en los ciclos repetitivos se caracteriza el medio poroso.Aunque no es posible predecir el comportamiento de la muestra en los estudios de compresibilidad, es muy sencillo determinar si dicha muestra sufri deformaciones plsticas al finalizar la medicin:Si una muestra sufre deformaciones plsticas, su Volumen Aparente ("Bulk Volume") al final de la medicin debe ser menor que el Volumen Aparente que presentaba al inicio de la medicin.En funcin de lo anterior, mediante una picnometra con Hg, realizada antes y despus de la determinacin de Cp, es posible establecer la presencia de deformaciones plsticas en el medio poroso. Estas mediciones tienen una precisin de 0.01 cm3, de modo que constituyen una excelente herramienta de control.Si la muestra no sufri deformaciones plsticas, queda validada la determinacin hecha mediante los ciclos repetitivos.Si la muestra presenta deformaciones permanentes (disminucin del Volumen Aparente a lo largo de la medicin) se torna ms difcil el escalamiento de las mediciones de laboratorio.En este ltimo caso, si se siguiera el procedimiento aplicable a las muestras que slo sufren deformaciones elsticas (Ciclos repetitivos hasta constancia de valores), se obtendra una Cp inferior a la verdadera ya que, si la muestra sufre deformaciones plsticas en la medicin de laboratorio, es de esperar que ocurra lo mismo en el reservorio.Consideraciones Relacionadas al Mtodo de MedicinDurante la depletacin de un reservorio, la Presin Neta de Confinamiento (NOBP) crece como resultado de una presin litosttica constante y una presin de fluidos continuamente decreciente.En la medicin de laboratorio pueden emplearse dos mecanismos para incrementar la NOBP y obtener los correspondientes valores de Cp.Metodologa 1: Se inicia la medicin con valores representativos de presin de confinamiento (equivalente a la presin litosttica) y de presin de fluidos (equivalente a la presin de reservorio). Durante el ensayo se disminuye la presin del fluido que inunda el VP y se mide el volumen desplazado, mientras se mantiene la presin de confinamiento.Metodologa 2: La presin del fluido es la atmosfrica y la presin de confinamiento es equivalente a la NOBP. Durante el ensayo se aumenta la presin de confinamiento y se mantiene a presin atmosfrica la presin del fluido que inunda el VP. En cada etapa se mide el volumen desplazado.A primera vista la Metodologa 1 es ms representativa pues respeta las variaciones de presin equivalentes a las del reservorio, Sin embargo, para trabajar con el fluido presurizado es necesario emplear algn tipo de bomba que permita variar la presin y medir los volmenes desplazados. En este caso los volmenes de fluido asociados a la bomba y las compresibilidades de todo el sistema tornan crtica la calibracin del sistema y el mantenimiento de temperatura durante el ensayo. Unos pocos grados de temperatura aplicados a unos 100 cm3 de fluido generan variaciones de volumen del orden de magnitud de los que se pretende medir por cambios de presin.La validez de la Metodologa 2 se basa en aceptar que la compresibilidad de los granos es despreciable con respecto a la compresibilidad del VP. Afortunadamente esta es la situacin ms frecuente y permite hacer las mediciones en funcin de los cambios en NOBP con independencia de los valores absolutos de Presin de Confinamiento y de Presin de Fluidos. Slo la diferencia entre ambas presiones gobierna la variacin del VP. La ventaja de esta segunda metodologa se basa en la simplicidad operativa y en los pequeos volmenes de fluido involucrados que permiten una medicin ms exacta.Conclusiones y RecomendacionesEn funcin de los anlisis realizados se pueden hacer algunas generalizaciones tiles para el diseo y anlisis de la informacin de compresibilidad del VP obtenida en laboratorio:1. Emplear las muestras disponibles de mayor tamao. De esta forma se minimiza el efecto de los fenmenos superficiales sobre las mediciones.

2. Emplear las metodologas de medicin ms sencillas. Esta recomendacin es general y su objetivo es el de minimizar el nmero de variables a tener en cuenta durante la interpretacin de resultados.

3. Realizar varios ciclos de compresin-descompresin, registrando los valores obtenidos en todos ellos.

4. Verificar la generacin (o no) de deformaciones permanentes del medio poroso durante los ciclos de medicin.

5. Integrar toda la informacin disponible para aislar la contribucin de los diferentes fenmenos a los resultados de laboratorio (fenmenos de superficie, deformaciones plsticas, deformaciones elsticas).

Temas de Ingeniera de ReservoriosAlgunas Definiciones de IntersAutores: M. Crotti.(ltima modificacin - 28 de febrero de 2001).En esta pgina se incluyen algunos trminos y operaciones tpicas de la ingeniera de reservorios, que suelen tener diferentes significados en distintos contextos. El objetivo de este desarrollo es el de unificar criterios y facilitar el intercambio de informacin entre las diferentes reas.

Muchos trminos se analizan en detalle en pginas especficas de este mismo Foro. En esta pgina slo se incluyen los conceptos relevantes asociados a cada trmino.

Saturacin de Agua Irreductible (Swirr).Tcnicamente es la mxima saturacin de agua que permanece como fase discontinua dentro del medio poroso. La discontinuidad (regiones con agua separadas por zonas sin agua) es la condicin necesaria para que el agua no pueda fluir por el sistema cuando se aplican diferencias de presin.

Errneamente a veces se asimila este trmino a la saturacin mnima de agua obtenida por algn mecanismo especfico, en el que no llegan a generarse presiones capilares suficientes como para desplazar el agua de los capilares ms pequeos. Este tipo de empleo puede generar confusin, porque mientras que el valor de Swirr debe ser nico (una vez fijada la mojabilidad e historia de saturaciones) cada mecanismo de desplazamiento puede conducir a valores diferentes de Agua no desplazable.

A modo de ejemplo, en reservorios de muy baja permeabilidad (0.01 mD o inferior) suele hablarse de Swirr de hasta un 80 90 % del VP. Valores de ese orden implicaran, entre otras cosas, que la red poral debe ser lo suficientemente compleja para almacenar una saturacin de agua como la mencionada en forma de fase discontinua.

La curva de Permeabilidad Relativa.Este trmino toma los siguientes significados

Para el reservorista: Es LA CURVA que resume la dependencia de la capacidad de flujo de la formacin (para las diferentes fases) a lo largo de la historia de produccin.

Para el laboratorista: Si no se le dan otras indicaciones, es LA CURVA que se obtiene optimizando las condiciones para evitar la influencia de las distintas variables sobre el resultado final.

Este tema se discute en detalle en Ptos_de_vista.htm

Separacin Flash.Este trmino se aplica a la separacin de las corrientes de gas y de lquido, luego de alcanzar el equilibrio en condiciones fijas de presin y temperatura. El gas y el lquido alcanzan el equilibrio composicional antes de separarse por lo que el gas se encuentra en su punto de roco y el lquido en su punto de burbuja.

Liberacin Diferencial.Este trmino se aplica a la separacin continua del gas liberado a partir de un lquido presurizado durante la despresurizacin del sistema a temperatura de reservorio. En teora incluye infinitas etapas de separacin flash (cada una a una presin ligeramente inferior a la anterior), pero en la prctica se realiza mediante una serie escalonada de 5 a 10 etapas flash.