Para entender la dinámica del flujo de fluidos en los YNC tipo shale gas, hay que enfocarse en el contexto de donde se genera el flujo y es desde su almacenamiento hasta donde va a llegar (a la cara del pozo), encontrándose 4 principales mecanismos de flujo: Desorción del gas, Darcy, Difusión y Flujo no Darcy.
Figura 1: Esquema de los
principales mecanismos de transporte de flujo.
Mecanismos de almacenamiento de gas
en los yacimientos tipo Shale Gas
En
los yacimientos convencionales los hidrocarburos se almacenan solo en los
espacios porosos, pero existen múltiples mecanismos de almacenamientos activos
en los Shale (Swami, Settari, & Javadpour, 2013). En estos tipos de
yacimientos el gas se encuentra almacenado principalmente en tres formas:
almacenado como gas libre/comprimido en la red de poros y fracturas naturales
(si está presente), adsorbido en la superficie de la materia orgánica y
posiblemente en minerales de arcilla, y disuelto en hidrocarburo líquido y
querógeno (Javadpour & Ettehadtavakkol, 2015).
Figura 2: Modelo de
almacenamiento de yacimientos no convencionales de gas adaptado de (Swami,
Settari, & Javadpour, 2013).
Adsorción en Shale Gas
Castellanos
(2015) destaco que en el caso de los yacimientos no convencionales de gas que
presentan contenido de materia orgánica, el mecanismo de almacenamiento que la
diferencia de un yacimiento típico de gas, donde el gas se encuentra comprimido
en los poros y fracturas de la formación, es el fenómeno adicional de adsorción
que presentan las moléculas de gas en las paredes orgánicas de la roca y el
cual se conoce como adsorción física o fisorción, en la que la especie
adsorbida conserva su naturaleza química.
Parte
significativa del gas almacenado en las lutitas orgánicamente ricas se
encuentra adsorbido en el querógeno y en las arcillas debido a que la alta
presión y la gran superficie específica de los nanoporos proveen excelentes
condiciones para la adsorción. La otra parte consiste en gas que se encuentra
alojado en el espacio poral de la roca. El gas adsorbido provee una importante
contribución a la cantidad de gas almacenado en los yacimientos tipo oil &
Gas Shales. Además, es responsable del sostenimiento de la producción de gas
pasado varios años aportando los caudales de producción cuasi constantes o de
muy bajas declinaciones a tiempos de producción elevados (Ruiz Maraggi, 2016).
El
modelo más comúnmente utilizado en la industria petrolera para describir el
fenómeno de adsorción de los gases en sólidos es el desarrollado por Langmuir,
el cual considera que una molécula de gas que es adsorbida en un solo lugar no
afecta a las moléculas vecinas, además de que estas no distinguen los sitios
para la adsorción.
La
isoterma de Langmuir describe la máxima cantidad de gas adsorbido que un
yacimiento no convencional puede contener bajo ciertas condiciones de contenido
de materia orgánica, presión y temperatura (Castellanos, 2015). El modelo de
Langmuir (visto en la entrega anterior) es el modelo comúnmente más usado para
la cuantificación de la descripción de adsorción/desorción de gas (Aiza &
Álvarez, 2019).
Por
lo tanto la desorción del gas como fenómeno de transporte ocurre una vez
generado en el yacimiento una caída de presión donde el gas que originalmente
se encuentra almacenado en el material orgánico, se libera (más adelante se
explica).
Fenómenos de transporte en
yacimientos no convencionales tipo Shale Gas
El flujo de fluido a
través de los nanoporos del Shale Gas es diferente al flujo en los yacimientos
convencionales. La presencia de gargantas de poros ultra-apretados y gas
adsorbido y disuelto en la materia orgánica hace que este tipo de rocas plantea
desafíos para modelar los mecanismos de transporte del gas (Amin, Mohammad,
Ehsan, Liu, & Mehdi, 2020).
La industria del
petróleo tiene una amplia experiencia en la caracterización de poros y modelado del flujo de fluidos en las redes de poros
de los yacimientos que contienen hidrocarburos. Sin embargo, para los poros a
nanoescala en sistemas de lutitas, los métodos de caracterización necesitan
modificaciones. Y en muchos casos, métodos de caracterización completamente
nuevos (Javadpour & Ettehadtavakkol, 2015).
Figura 3: Evolución y producción
del gas en Shale Gas (Javadpour, Fisher, & M, 2007).
La
figura 3 (a-e) ilustra la secuencia de producción de gas a diferentes escalas
de longitud. La producción de un nuevo pozo perforado (a) pasa por los poros
grandes (b) y luego por los poros más pequeños (c). Durante el agotamiento del
yacimiento, el equilibrio termodinámico entre querógeno/arcillas y la fase
gaseosa en los espacios porosos cambia. Por lo tanto, el gas se desorbe de la
superficie del querógeno/arcillas (d). Este proceso de desequilibrio hace que
las moléculas de gas se difundan desde la mayor parte del querógeno a la
superficie del querógeno expuesto a la red de poros (e).
Los
mecanismos o fenómenos de trasportes del gas desde que fluye desde la matriz
hasta las fracturas naturales e inducidas y desde allí hasta llegar al pozo se
pueden ver resumidos en la figura 4.
Figura 4. Diagrama del mecanismo
de transporte del gas en Shale Gas (Peng, y otros, 2020) y (Guo, Wei, &
Liu, 2015).
Como
se muestra en la figura 4, los mecanismos de transporte de gas en el Shale son:
la difusión en el querógeno (materia orgánica) y se explica de la siguiente
manera: en el nanoporo inorgánico, se incorporan un flujo tipo flujo viscoso,
flujo de deslizamiento y difusión de Knudsen. En el nanoporo orgánico, la
difusión superficial no se puede descuidar, excepto por los tres mecanismos de
transporte anteriores y en las fracturas naturales e inducidas ocurre solo
ocurre flujo viscoso. La difusión en el querógeno es provocada por un gradiente
de concentración entre la mayor parte del querógeno y la superficie del
querógeno expuesto a la red de poros orgánicos, el flujo viscoso es inducido
por colisiones intermoleculares, el flujo de deslizamiento y la difusión de
Knudsen son el resultado de colisiones significativas entre las moléculas de
gas y la pared del nanoporo. La difusión superficial es causada por un
gradiente de concentración entre la región de volumen y la capa de adsorción
debido a una gran cantidad de moléculas de gas absorbidas en la superficie de
los poros orgánicos (Peng, y otros, 2020) y (Javadpour, Fisher, & M, 2007).
Flujo por Difusión
La
difusión es el fenómeno por el cual las moléculas en estado líquido o gaseoso
tienden a distribuirse uniformemente en todas las partes del espacio disponible
como consecuencia de un gradiente de concentración. También se establece como
la capacidad de las moléculas gaseosas para pasar a través de aberturas
pequeñas, tales como paredes porosas (Geankoplis, 1998). La difusión de gas es
uno de los principales fenómenos que controlan el flujo en la producción de gas
de los yacimientos de gas de lutitas. Para los yacimientos tipo Shale se suele
hablar de difusión de Knudsen cuando el flujo es gobernado por la interacción
entre las moléculas del gas y la pared del poro (nanoporos) y esto ocurre
cuando la trayectoria media libre de las partículas del gas son mayores al
tamaño de poro donde circulan (Shen, Li, Xu, Sun, & Huang, 2017).
Otro
tipo de difusión que ocurren en los yacimientos tipo Shale Gas es la difusión
superficial, la cual también ocurre por diferencia de concentración (figura 5),
esta vez al comenzar la producción, las partículas absorbidas en la pared del
poro comienzan a desorberse dejando espacios vacíos en la superficie (cambiando
la concentración), esto crea una atracción proveniente de las vacantes de
adsorción generadas por la desorción en la región de baja presión. Por lo
tanto, las moléculas de gas adsorbidas se difunden a lo largo de la pared de
los poros desde la región de alta presión a la región de baja presión (Liehui,
y otros, 2020).
Figura
5. Diagrama del mecanismo
de difusión superficial (Liehui, y otros, 2020).
Por
último, también se tiene que el proceso de control de transporte de masa del
gas disuelto en el querógeno es la difusión molecular. Dependiendo de la
geoquímica de los materiales orgánicos (madurez térmica, fuente orgánica,
etc.), se podría esperar una solubilidad de gas diferente. Una vez que la
producción comienza desde un yacimiento, el gas comprimido en los espacios
porosos intersticiales se expande primero; luego, el gas adsorbido en las superficies
de los poros en el querógeno se desorbe a la red de poros. En esta etapa, la
concentración de moléculas de gas en la superficie interna de los poros
disminuye y crea un gradiente de concentración en la mayor parte del querógeno,
lo que desencadena la difusión del gas (Javadpour & Ettehadtavakkol, 2015).
Flujo Darcy
Este
tipo de flujo bastante conocido y es el principal presente en todos los
yacimientos convencionales, basado en la ley
de su autor Darcy, se fundamenta en que rige el flujo de fluidos en el medio
poroso. Fue definida a mediados del siglo XIX por Henry Darcy. Según (Ahmed
& McKinney, 2005) dicha ley establece que la velocidad de un fluido
homogéneo en un medio poroso es directamente proporcional al gradiente de
presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido.
Flujo No Darcy
Es
el tipo de flujo característico y representativo de fluidos como el gas, debido
a presentar flujo turbulento o movimiento caótico de sus partículas entre
ellas.
La
presencia de un flujo tipo Darcy o no Darcy, radica principalmente en la
velocidad del mismo en el medio poroso, es decir, si el flujo se mantiene
laminar o turbulento, si la tasa de gas es baja o alta.
Todos
estos 4 principales mecanismos de trasporte se presentan entre la matriz y la
fractura artificial, para llevar el gas a la cara del pozo.
Ahora
se puede entonces hacerse esta pregunta: ¿cómo es el flujo de gas en esta
escala de nanoporos en los yacimientos no convencionales tipo Shale?
Flujo del gas en nanoporos
En
los nanoporos la interacción entre las moléculas del gas y la pared del poro
gobiernan el flujo, en determinadas condiciones de presión y temperatura, la
distancia entre las moléculas de gas (trayectoria libre media) supera el tamaño
de los poros. En tales condiciones, las moléculas de gas pueden moverse
individualmente a través de los poros y el concepto de flujo continuo no puede
ser aplicable. El número de Knudsen (𝐾𝑛) es la relación entre el camino libre medio (λ) y
el diámetro de los poros (d) y se puede utilizar para identificar diferentes
regímenes de flujo y la representa la ecuación 1 (Javadpour &
Ettehadtavakkol, 2015).
𝐾𝑛=𝜆𝑑
Donde:
𝜆:
Camino libre medio de las moléculas del fluido [m].
𝑑:
Diámetro de poro [m].
En
función del valor del número adimensional de Knudsen se distinguen cuatro
regímenes de flujo, representados en la tabla 1.
Tabla 1 Regímenes de flujo en función del número de
Knudsen
Regímenes de flujo
Los
regímenes de flujo asociados a los fenómenos de trasportes en los yacimientos
tipo Shale gas se basan en la interacción que existe entre la partícula del
fluido y el medio poroso, mientras que los regímenes de flujo mencionados con
anterioridad están relacionados al cambio de presión en el tiempo. Una de las características
distintivas más notables es que estos regímenes de flujo incluyen ecuaciones
distintas a las usadas generalmente.
Medio
continuo: en el régimen de flujo continuo según, (Weijun, Xizhe, Yanmei,
Yuping, & Weigang, 2017) son válidas las ecuaciones de Navier-Stokes. El
transporte de la cantidad de movimiento es proporcional a la viscosidad del
fluido. Se verifica la hipótesis de no deslizamiento en la interface
sólido-fluido, resultando válido la Ley de Darcy.
Flujo
deslizante: cuando el tamaño del poro se aproxima al camino libre medio entre
las moléculas del gas, el flujo a través de este es más alto al propuesto por
la ley de Darcy. En condiciones de flujo de deslizamiento, a diferencia del
flujo sin deslizamiento, la velocidad de las moléculas de gas en el límite de
las gargantas de los poros no se puede establecer en cero, y la velocidad de
deslizamiento debe considerarse en el modelado de flujo (Amin, Mohammad, Ehsan,
Liu, & Mehdi, 2020). Se presenta en la figura 6, la comparación esquemática
entre no-slip y condiciones de flujo de deslizamiento.
Figura
6. Diagrama
esquemático de las condiciones de velocidad de flujo sin deslizamiento (a)
frente a deslizamiento (b) para el flujo de gas (Amin, Mohammad, Ehsan, Liu,
& Mehdi, 2020).
Flujo
transicional: el flujo de transición ocurre en la región de transición entre el
flujo de deslizamiento y las condiciones de difusión de Knudsen o flujo
molecular. Por lo tanto, en términos de cantidades de Kn, se espera ver una
condición de flujo de transición cuando 0.1 <Kn<10 (Amin, Mohammad,
Ehsan, Liu, & Mehdi, 2020). En este punto el camino libre medio de las
moléculas de gas es del mismo orden como el tamaño de los poros de los medios
porosos. El régimen es el flujo de transición es uno de los mecanismos más
complejos debido a que no solo considera el efecto de deslizamiento, también
incluye la difusión de Knudsen (Weijun, Xizhe, Yanmei, Yuping, & Weigang,
2017).
Flujo
molecular: cuando Kn excede de 10, el transporte de gas es el flujo libre
molecular o difusión de Knudsen. Este tipo de régimen de flujo de gas, que es
un transporte difusivo, puede modelarse por la difusión de Knudsen.
Toda
esta dinámica que se ha establecido hasta ahora está encerrando otro concepto
fundamental y en el que corresponde el medio de conexión desde el yacimiento
hasta la cara del pozo, las fracturas. Para complementar estas bases teóricas,
algunos puntos importantes que considerar en cuanto a las fracturas y modelos
de yacimiento a aplicar para finalmente modelar este tipo de yacimientos no
convencionales tipo Shale Gas.
Referencias:
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