Tema 2

Sin título de diapositivaDoc. Ing. Luis Gabriel T.
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
Ingenieria de Reservorios III
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
El petróleo crudo no tiene habilidad para salir por si mismo de los poros de la roca del yacimiento en los cuales se encuentra, más bien sale por el empuje de un fluido asociado al petróleo como el gas, o por acumulación de otros fluidos como el agua.
Este proceso, mediante el cual un fluido pasa a ocupar el lugar de otro en un medio poroso, se conoce como desplazamiento. Generalmente los fluidos desplazantes son el agua y el gas, y el desplazado es el petróleo.
En operaciones de recuperación secundaria cuando se inyecta agua o gas en los yacimientos de petróleo, ocurren desplazamientos inmiscibles.
Para que exista el desplazamiento es necesario que el fluido desplazante disponga de más energía que el desplazado.
MISCIBILIDAD
La miscibilidad es una condición física o estado en el cual dos fluidos están mezclados en todas las proporciones sin la existencia de interfases. El ejemplo mas común de dos fluidos inmiscibles es el de agua y aceite, el agua toma la parte inferior por ser de mayor densidad, y entre los dos se forma una película o interfase donde fuerzas intermoleculares impiden la mezcla. Si añadimos una solución de jabón (surfactante), la interfase agua - aceite desaparece y se forma una mezcla homogénea en todas sus proporciones.
Un gas puede ser miscible en líquido, a determinadas condiciones de temperatura y presión.
Ejemplo:
El gas natural disuelto en el crudo formando el fluido original de la formación, que al descender a la presión de burbuja se separan y forman dos fases.
El dióxido de carbono que a presiones y temperaturas cercanas a las atmosféricas es miscible en agua y por eso es usado para la preparación de bebidas gaseosas.
La presión mínima a la cual un gas se hace miscible con un liquido se denomina presión mínima de miscibilidad y es determinada mediante técnicas de laboratorio o calculada mediante correlaciones matemáticas para cada valor de temperatura.
DESPLAZAMIENTO MISCIBLE
Consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente. Como resultado, la tensión interfacial entre los dos se reduce a cero (no existe una interfase), el desplazamiento de petróleo se asegura en un 100% en los poros que son barridos por el agente desplazante, si la razón de movilidad es favorable.
En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en una banda ancha que se expande y a medida que se mueve en el medio poroso, y desplaza todo el petróleo que se encuentra delante como un pistón.
Cuando el proceso es inmiscible el agua o fluido de inyección ha dejado petróleo atrapado en condición residual, mientras que cuando se alcanza la miscibilidad el petróleo es removido completamente del medio poroso.
En un reservorio por empuje de agua, existe un desplazamiento gradual del petróleo por el avance del agua del acuífero que es inmiscible con el petróleo. La producción de fluidos del reservorio origina un gradiente de presión a través del contacto agua/petróleo (WOC) que causa que el acuífero invada el reservorio de petróleo.
Una situación similar ocurre en un reservorio con capa de gas. A medida que se produce hidrocarburos, la presión del reservorio se reduce lo cual resulta en una expansión del volumen de la capa de gas. El resultado es el desplazamiento del petróleo por el gas inmiscible. Otros desplazamientos inmiscibles ocurren en operaciones de recuperación mejorada tal como inyección de agua o gas.
DESPLAZAMIENTOS INMISCIBLES
El concepto de Buckley-Leverett para el desplazamiento de un fluido en un medio poroso, por un fluido inmiscible fue presentado en 1942.
El desarrollo teórico asume que un proceso inmiscible puede ser modelado matemáticamente usando los conceptos de permeabilidad relativa y desplazamiento tipo pistón con fugas.
Si el desplazamiento es considerado por ser del tipo pistón con fugas, significa que algo de petróleo será pasado por alto (by-pass), durante el paso o desplazamiento del frente. Esto es debido al efecto de la diferencia de viscosidad, permeabilidad relativa y presión capilar.
DESPLAZAMIENTOS INMISCIBLES
DESPLAZAMIENTO
Un fluido pasa a ocupar el lugar de otro en el medio poroso. Requiere entrada de un fluido y salida de otros.
Para la existencia de movimiento la energía del fluido desplazante debe ser mayor a la energía del fluido desplazado.
El desplazamiento de dos fluidos inmiscibles en el medio poroso puede ser de dos tipos:
* Pistón sin fugas
* Pistón con fugas
TIPOS DE DESPLAZAMIENTO
DESPLAZAMIENTO PISTON SIN FUGAS:
Ocurre cuando el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad. En esta zona la saturación del fluido desplazante es máxima y la del petróleo es la residual. Cuando el fluido desplazante llega a los pozos productores, se dice que se ha producido la ruptura.
DESPLAZAMIENTO PISTON CON FUGAS:
El petróleo remanente tiene cierta movilidad y ocurre flujo de dos fases en la zona invadida donde la saturación de petróleo es mayor que la residual.
El desplazamiento de un fluido por otro fluido es un proceso de flujo no continuo, debido a que las saturaciones de los fluidos cambian con el tiempo. Esto causa cambios en las permeabilidades relativas, en las presiones y en las viscosidades.
En una inyección de agua en un yacimiento homogéneo, se puede presentar en cuatro etapas:
1. Condiciones iniciales (antes de la inyección)
2. La invasión
MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO
CONDICIONES INICIALES ANTES DE LA INVASIÓN
En un yacimiento homogéneo en el cual los fluidos se mueven horizontalmente, las saturaciones son constantes al inicio de la inyección de agua.
2. INVASIÓN A UN DETERMINADO TIEMPO
El comienzo de la inyección de agua está acompañado por un aumento de la presión en el yacimiento, que es mayor alrededor de los pozos inyectores y declina hacia los pozos productores.
A medida que continua la inyección de agua, parte del petróleo se desplaza hacia delante para formar un banco de petróleo.
Distribución esquemática de los fluidos a un cierto tiempo durante la inyección
3. LLENE
Todo el gas, excepto el atrapado, se desplaza de la porción inundada del yacimiento antes que se produzca el petróleo. A esto se le denomina “llene” y para lograrlo, la acumulación de agua inyectada debe ser igual al volumen del espacio ocupado por el gas móvil en el yacimiento.
4. RUPTURA
Cuando se alcanza el llene, el avance del frente continúa, pero la tasa de producción de petróleo aumenta eventualmente igual a la tasa de inyección de agua.
El comienzo de una producción significativa de agua es el signo de que se ha producido la ruptura del frente de agua en el pozo.
5. POSTERIOR A LA RUPTURA
Durante esta etapa, la producción de agua aumenta a expensas de la producción de petróleo. La recuperación gradual de petróleo detrás del frente se obtiene solamente con la circulación de grandes volúmenes de agua. El proceso finalizara cuando no sea económico.
Finalmente al llegar la etapa de agotamiento de la inyección de agua, la porción inundada del yacimiento contendrá únicamente petróleo residual y agua.
Distribución esquemática de los fluidos en el momento del abandono
La teoría de Buckley y Leverett para estudiar el desplazamiento de un fluido no humectante por otro humectante o viceversa, fue presentada 1941.
Considera dos fluidos inmiscibles: desplazante y desplazado, y su desarrollo se basa en el concepto de permeabilidades relativas y un desplazamiento tipo pistón con fugas; esto significa que existe una cantidad considerable de petróleo que queda detrás del frente de invasión debido a la superficie irregular que presenta el medio poroso.
Esta teoría se aplica a un sistema lineal.
Aunque esta teoría puede aplicarse al desplazamiento de petróleo con gas, en sistemas humectados por petróleo o agua, en las deducciones de las ecuaciones básicas solo se considera el desplazamiento de petróleo con agua en un sistema humectado por agua
TEORIA DE DESPLAZAMIENTO O DE BUCKLEY Y LEVERETT
El desarrollo de esta ecuación se atribuye a Leverett y para deducirla, se considera un desplazamiento tipo pistón con fugas, en el cual el fluido desplazado es el petróleo y el desplazante es el agua.
PERMEABILIDAD
La permeabilidad es una característica de la roca del reservorio donde se puede medir la capacidad de fluencia.
Un reservorio que tiene buena porosidad efectiva, permeabilidad, viscosidad y longitud, entonces habrá buena recuperación de petróleo.
Permeabilidad absoluta, la condición es que la saturación del fluido este al 100%.
Permeabilidad efectiva, la condición es que la saturación sea diferente al 100% (menor)
ko=(qo*µo*L)/(A*P) (en md) permeabilidad efectiva al fluido.
ECUACIÓN DE FLUJO FRACCIONAL
Modelo lineal de una formación sometida a invasión con agua
La ecuación de flujo fraccional permite estudiar el efecto de varias variables del yacimiento sobre la eficiencia de los proyectos de inyección.
Para tener una alta eficiencia de desplazamiento y en consecuencia una inyección más eficiente, se requiere que el flujo fraccional de agua en cualquier punto del yacimiento sea mínimo.
EFECTO DEL ANGULO DE BUZAMIENTO
El flujo fraccional de agua para un
desplazamiento buzamiento arriba
buzamiento abajo, ya que en el primer
caso, la gravedad tiende a disminuir el
flujo de agua.
Flujo fraccional de agua en función del ángulo de buzamiento de la formación.
2. PRESIÓN CAPILAR
En una invasión con agua, es deseable disminuir o eliminar el gradiente de presión capilar, lo cual puede realizarse alterando la humectabilidad de la roca o eliminando la tensión interfacial entre el petróleo y el agua.
3. HUMECTABILIDAD
El desplazamiento de petróleo en una roca humectada por agua es generalmente más eficiente que en una humectada por petróleo. Esto significa que la curva de flujo fraccional tiene un valor mas bajo a una determinada saturación de agua.
4. TASA DE INYECCIÓN
El efecto de la tasa de inyección depende de si el agua se mueve buzamiento arriba o buzamiento abajo.
Si el agua se mueve buzamiento arriba, será mejor inyectar a altas tasas.
Desde un punto de vista práctico, la tasa de inyección es controlada por la economía del proyecto y por las limitaciones físicas del equipo de inyección y del yacimiento.
5. VISCOSIDAD DEL PETROLEO
Si se inyecta el agua buzamiento arriba y se consideran insignificantes los efectos de presión capilar, el flujo fraccional aumentará a medida que la viscosidad del petróleo aumenta, lo cual conduce a altos valores de fw y por consiguiente el desplazamiento de petróleo será menor.
Efecto de la viscosidad del petróleo sobre el flujo fraccional de agua
5. VISCOSIDAD DEL AGUA
Si la viscosidad del agua aumenta, el flujo fraccional de agua disminuye y la eficiencia de desplazamiento será mayor. Este efecto puede alcanzarse, por ejemplo, con la adición de ciertos polímeros al agua, pero hay que tener en cuenta que un aumento de viscosidad puede disminuir la inyectividad.
CONCEPTO DE ZONA ESTABILIZADA
El frente de invasión no es plano, tal como se considera, sino que es una zona de extensión y forma definida que se mantiene con el tiempo.
Esta zona o región se estabiliza al poco tiempo de comenzar la inyección.
Distribución de saturación con distancia cuando existe zona estabilizada
Solución de Buckley y Leverett
La distribución de saturación en la siguiente figura indica que para ubicar el frente de saturación, consideran que en la curva de distribución existe una porción imaginaria (área A) y que la curva de distribución verdadera tiene una discontinuidad en el frente. El método consiste en trazar una vertical de manera que las áreas encerradas a la derecha (área A) y a la izquierda de ella (área B), sean iguales, tal como se muestra en la siguiente figura. Así se llega a un punto donde existe una caída brusca de Sw hasta el valor inicial Swc.
La saturación correspondiente a ese punto es la saturación del frente de invasión Swf
Solución de Welge
La línea tangente a la curva de flujo fraccional debe siempre trazarse desde el punto que corresponde a la saturación de agua inicial. En algunos casos la saturación de agua inicial es mayor que la saturación de agua irreducible y la línea tangente no se origina en el extremo de la curva de flujo fraccional.
Determinación gráfica de la saturación de agua en el frente de invasión según Welge
Construcción de la tangente cuando la saturación de agua inicial es mayor que la saturación de agua connata.
La solución de Welge se puede utilizar para predecir la recuperación de petróleo, la producción de agua en la superficie, la eficiencia de desplazamiento y el agua inyectada acumulada en función de tiempo para la inyección de agua en un sistema lineal.
La recuperación de petróleo debido a la inyección de agua o de gas puede determinarse en cualquier momento en la vida del proyecto de invasión si se conocen los siguientes factores:
Petróleo in situ al comienzo de la invasión, N
Eficiencia de barrido areal, EA
Eficiencia de barrido vertical, EV
Eficiencia de desplazamiento, ED
El petróleo desplazado por el proceso de inyección de agua o de gas viene dado por
ND=N*EA*EV*ED
Si la saturación de gas al inicio del proceso es cero, entonces el petróleo desplazado será igual al petróleo producido.
La determinación de petróleo in situ al comienzo de la invasión depende de varios factores que se basan en información geológica, saturaciones de los fluidos y análisis PVT.
Las eficiencias de barrido están influenciadas por otros factores que dependen del espaciamiento y arreglos de los pozos, de la distribución de presión, de las propiedades de las rocas y de los fluidos, y de la heterogeneidad del yacimiento.
Las eficiencias de barrido areal y vertical determinan la eficiencia de barrido volumétrico, la cual representa la fracción del volumen del yacimiento que es contactada por el fluido inyectado.
La fracción de saturación de petróleo desplazada de la porción del yacimiento contactada por el fluido inyectado es la eficiencia de desplazamiento.

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