INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III TEMA 2 MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS INMISCIBLES EN SISTEMAS LINEALES Doc. Ing. Luis Gabriel T. Doc. Ing. Luis Gabriel T. INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
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.
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
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.
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
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.
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
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.
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
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.
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
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
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
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
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
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.
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
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.
MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
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.
MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
Distribución esquemática de los fluidos a un cierto tiempo durante
la inyección
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
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.
MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO
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.
MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO
Distribución esquemática de los fluidos en el momento del
abandono
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
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
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
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
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
Modelo lineal de una formación sometida a invasión con agua
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
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.
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
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.
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
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.
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
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.
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
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
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
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.
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
CONCEPTO DE ZONA ESTABILIZADA
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
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
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
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
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
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.
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
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
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
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.
INGENIERÍA DE YACIMIENTOS III
INGENIERÍA DE RESERVORIOS III
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.