Introducción a los Problemas Habituales
por Marcelo A. Crotti (Última modificación - 4 de abril de 2000).
Probablemente exista unanimidad en
aceptar que la medición de porosidad y permeabilidad constituye la información
mas confiable generada por los laboratorios de estudios de reservorios. Sin
embargo, en este pequeño desarrollo quiero mostrar que incluso la expresión
"medición sobre una muestra de roca limpia y seca"
lleva implícitos una serie de supuestos, que periódicamente es necesario
revisar.
Si un reservorista envía una muestra
de corona a un laboratorio para efectuar una medición rutinaria de porosidad y
permeabilidad, es probable que luego de fijar la frecuencia de muestreo y el
fluido de corte a emplear, el reservorista deje de interactuar con el
laboratorio hasta recibir el informe correspondiente.
En estas condiciones conforme a la
metodología más frecuente, el laboratorio procede a extraer "plugs"
con la orientación y el tamaño adecuados y luego somete a estas muestras a un
lavado intensivo para eliminar los fluidos orgánicos (petróleo), el agua y las
sales del agua.
Si durante el proceso de lavado se
observa que la roca posee materia orgánica muy difícil de remover,
probablemente el laboratorista recurra a una serie de solventes que permitan
eliminarla por completo del medio poroso. A continuación empleará metanol para
eliminar las sales retenidas en el medio poroso luego de la evaporación del
agua. De este modo, al final del proceso, dispone de muestras "limpias y
secas" sobre las cuales puede efectuar las mediciones de porosidad y
permeabilidad.
Pero, qué ocurre si la roca posee
asfaltenos depositados en la red poral?. El proceso de lavado los elimina
por solubilidad en el solvente adecuado, pero en el reservorio estos asfaltenos
pueden permanecer como sólidos durante la producción. Si esta fuera la
situación real, el laboratorio estaría generando resultados de porosidad y
permeabilidad mayores que los que corresponden al reservorio. En el reservorio
los asfaltenos precipitados se comportan como parte de la roca y no del VP, en
tanto que en el laboratorio se los estaría tratando como parte del VP ocupado
por petróleo.
En un primer vistazo podemos decir que
el laboratorio aplicó una buena técnica, pero obtuvo un resultado
erróneo.
Y cómo se solucionan estos
errores?.
Sencillamente con una interacción más
fluida entre las partes.
- Quizás el reservorista debió comentar
que en el pozo se encontraron indicios de depósitos de asfaltenos.
- O quizás el laboratorista debió
comentar que el petróleo (aparentemente liviano) resultaba extraordinariamente
difícil de remover.
- O... (muchas otras posibilidades).
Con lo cual pretendo llegar al objetivo
primario de muchas de las discusiones incluidas en estas páginas:
Para
lograr un aprovechamiento adecuado de la información de laboratorio, es
necesario establecer lenguajes y protocolos uniformes entre las partes. Y la
comunicación debe ser fluida.
El problema presentado tiene solución. Pero muchas veces ni siquiera se
detecta la existencia del problema (como ejemplo: muchas mediciones con perfiles
consideran a los asfaltenos como parte de los fluidos y no de la matriz porosa).
Y en estas páginas, se discuten no
sólo los casos puntuales que son sumamente interesantes, sino otros casos
mucho más importantes que derivan de la falta de interacción crónica entre
las partes. Y en estos últimos casos es necesario escarbar en
conceptos muy arraigados donde, a veces, van a surgir análisis y afirmaciones
no convencionales. Por lo tanto será necesaria cierta dosis de paciencia en la primera lectura de algunas de
estas páginas.
Afortunadamente los casos generales
también admiten solución. Pero antes de exponer la solución es necesario
entender el tipo y magnitud del problema que se esta enfrentando. De otra forma
podría parecer que simplemente se trata de una manera diferente (y a veces más
compleja) de medir las mismas cosas. A modo de ejemplo: El tratamiento de la roca,
intentando conservar la porción de asfaltenos originales, puede ser un proceso complejo, pero
es la única forma de medir representativamente las propiedades del sistema.
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