Mecanismos de Transporte en YNC: Tipo Shale Gas

 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:

1.- Rendón, Laura y Marrero, Eduardo (2021). Descripción de los fenómenos de transporte del gas en yacimientos no convencionales tipo shale gas. Trabajo Especial de Grado presentado ante la ilustre Universidad Central de Venezuela. Facultad de Ingeniera. Escuela de Ingeniería de Petróleo.

2.- Javadpour, F., & Ettehadtavakkol, A. (2015). Gas Transport Processes in Shale. In R. Rezaee, & R. Rezaee (Ed.), Fundamentals of Gas Shale Reservoirs (pp. 245-266). New Jersey: John Wiley & Sons, Inc. doi:https://doi.org/10.1002/9781119039228.ch11.

3.- Castellanos, F. 2015. Caracterización dinámica de yacimientos no convencionales de shale gas. México.

4.- Ruiz Maraggi, L. (2016). Aspectos de Ingeniería de Reservorios en la Analogía entre la Formación Vaca Muerta y los Principales Shale Gas / Oil Plays de Estados Unidos. Buenos Aires: Universidad de Buenos Aires.

5.- Amin, T., Mohammad, S., Ehsan, H., Liu, K., & Mehdi, O. (2020). Flow modeling in Shale Gas reservoirs: A comprehensive revie. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 1-100. doi:https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103535.

6.- Peng, H., Feng, G., Jian, H., Jia, L., Xue, Y., & Zhaopeng, Z. (2020). Shale Gas transport mechanisms in inorganic and organic pores based on lattice Boltzmann simulation. Energy Reports, 6, 2641-2650. doi:https://doi.org/10.1016/j.egyr.2020.09.021.

7.- Guo, c., Wei, M., & Liu, H. (2015). Modeling of Gas Production from Shale Reservoirs Considering Multiple Transport Mechanisms. Plos one, 10(12). doi:https://doi.org/10.1371/journal.pone.0143649-

8.- Geankoplis, C. (1998). Procesos de transporte y operaciones unitarias. Mexico: Compañia editorial continental S.A de C.V.

9.- Shen, W., Li, X., Xu, Y., Sun, Y., & Huang, W. (2017). Gas Flow Behavior of Nanoscale Pores in Shale Gas Reservoirs. Energies(10), 751. doi:doi:10.3390/en10060751.

10.- Liehui, Z., Hongbin, L., Yulong, Z., Jun, X., Xian, P., & Qiu, L. (2020). Gas transport characteristics in Shale matrix based on multiple mechanisms. Chemical Engineering Journal, 368, 100-130. doi:https://doi.org/10.1016/j.cej.2019.124002.

11.- Swami, V., Settari, A., & Javadpour, F. (2013). A Numerical Model for Multi-Mechanism Flow in Shale Gas Reservoirs with Application to Laboratory Scale Testing. London: EAGE Annual Conference & Exhibition incorporating SPE Europec. doi:https://doi.org/10.2118/164840-MS.

12.- Weijun, S., Xizhe, L., Yanmei, X., Yuping, S., & Weigang, H. (2017). Gas Flow Behavior of Nanoscale Pores in Shale. Energies, 1-12.

13.- Ahmed, U., & Meehan, N. (2016). Unconventional Oil and gas resources exploitation and development. Boca Raton: Baker Hughes. doi:13: 978-1-4987-5941-0.