Eficiencia de Desplazamiento: Recuperación Secundaria y Mejorada

ING. PETROLERA MIXTA
MATERIA:
RECUPERACIÓN, SECUNDARIA Y MEJORADA
UNIDAD 4: Eficiencia de desplazamiento
ACTIVIDAD 1
Eficiencia de desplazamiento
4.1 Definiciones.
4.2 Desplazamiento inmiscible.
4.3 Control de calidad de los fluidos a
inyectar.
4.4 Disipación en desplazamientos inmiscibles.
4.5 Desplazamiento miscibles ideales.
4.6 Disipación en desplazamientos miscibles ideales.
4.7 Teoría del flujo fraccional.
ALUMNO:
LUCILA DE LA ROSA GONZALEZ
MATRICULA:
B19300097
DOCENTE:
Ing. María Magdalena Rodríguez García
VILLAHERMOSA TABASCO. NOVIEMBRE 2019
Tabla de Contenido
INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 4
UNIDAD IV......................................................................................................................................... 6
4. EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO. ......................................................................................... 6
4.1 DEFINICIONES. .......................................................................................................................... 6
4.2.- DESPLAZAMIENTO INMISCIBLE. .......................................................................................... 8
4.2.1.- Inmiscibilidad. ................................................................................................................ 9
4.3.- CONTROL DE CALIDAD DE LOS FLUIDOS A INYECTAR. .............................................. 10
4.3.1 Procesamiento del gas ........................................................................................................ 11
4.3.2 Inyección de Gas Hidrocarburo ........................................................................................... 12
4.3.3 Calidad del agua a inyectar ................................................................................................. 14
4.3.3.1 Fundamentos de la Química .................................................................................. 15
4.3.3.2 Procesos físicos previos a la inyección ............................................................... 15
4.3.3.3 Tratamiento para el agua de inyección .............................................................. 16
4.3.3.4 Problemas comunes .................................................................................................. 16
4.3.3.5 Análisis de compatibilidad ...................................................................................... 17
4.3.3.6 Incompatibilidad entre el agua de formación y el de inyección ............... 17
4.3.3.7 Pruebas de Fall Off Test (FOT) .................................................................................. 18
4.3.3.8 FOT al periodo de inyección ................................................................................... 19
4.4.- DISIPACIÓN EN DESPLAZAMIENTO INMISCIBLES. ........................................................ 19
4.4.1 Modelo de Buckley - Leverett. ....................................................................................... 19
4.5.- DESPLAZAMIENTO MISCIBLES IDEALES. .......................................................................... 21
4.5.1.- Miscibilidad................................................................................................................... 23
4.5.2.- Tensión Interfacial (TI) ................................................................................................ 23
4.6.- DISIPACIÓN EN DESPLAZAMIENTO MISCIBLES IDEALES. ............................................ 24
4.6.1.-Proceso miscible de primer contacto .................................................................... 24
4.6.2.-Procesos miscibles de contactos múltiples. ......................................................... 24
4.6.3.- Fluidos miscibles.......................................................................................................... 25
4.7.- TEORÍA DE FLUJO FRACCIONAL. ................................................................................. 25
BIBLIOGRAFÍA. ............................................................................................................................... 28
INTRODUCCIÓN
El método utilizado para evaluar la eficiencia del desplazamiento por
gas es similar al utilizado en el desplazamiento por agua; sin embargo,
debido a la alta razón de movilidad del gas con respecto a la del petróleo,
dicha eficiencia es menor, a menos que durante el proceso exista
considerable segregación vertical. El recobro de petróleo por gas también
depende del producto de tres factores de eficiencia.
La tensión interfacial puede ser también concebida como una
medida de la inmiscibilidad de dos fluidos. Los valores típicos de tensiones
interfaciales entre el petróleo y la salmuera están en el orden de 20 a 30
dinas / cm. Cuando ciertos agentes químicos son añadidos a un sistema de
petróleo-salmuera, es posible reducir la tensión interfacial en varios órdenes
de magnitud.
La eficiencia de desplazamiento microscópica se ve afectada por los
siguientes factores: las fuerzas de tensión interracial y de superficie,
humectabilidad, la presión capilar y permeabilidad relativa. Cuando una
gota de un fluido inmiscible se sumerge en otro fluido y viene a descansar
sobre una superficie sólida, la superficie del área de la caída tomará un valor
mínimo debido a las fuerzas que actúan en las interfaces líquido-líquido y
roca-fluido.
La tendencia de un sólido a preferir un fluido sobre otro se llama
capacidad de humectación. La humectabilidad es una función de la
composición química tanto de los fluidos y la roca. Las superficies pueden
ser o bien de petróleo como fase mojante o humedecido con agua, en
función de la composición química de los fluidos.
Los
factores
que
afectan
la
eficiencia
de
desplazamiento
macroscópica son los siguientes: heterogeneidades y anisotropía, la
movilidad de los fluidos de desplazamiento en comparación con la
movilidad de los fluidos desplazados, la disposición física de los pozos de
inyección y de producción, y el tipo de matriz de la roca en la que existe el
petróleo.
UNIDAD IV
4. EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO.
4.1 DEFINICIONES.
Eficiencia de desplazamiento.
La eficiencia de desplazamiento se define como la fracción del
petróleo móvil que ha sido recuperado de la zona barrida en un
determinado tiempo.
La eficiencia de desplazamiento continúa incrementándose
durante el proceso de desplazamiento mientras se siga incrementándose la
saturación de agua promedia.
Desplazamiento Miscible
Se define la miscibilidad por el grado de solubilidad de un fluido en
otro. En los sistemas gas-liquido la miscibilidad dependerá de la similaridad
química entre los fluidos, la presión y temperatura de los sistemas. La
similaridad química implica que los hidrocarburos serán más solubles en
hidrocarburos que en soluciones acuosas.
Desplazamiento Inmiscible
Los fluidos inmiscibles fluyen en dos fases distintas con una frontera
de interface entre las dos fases. La interface representa la existencia de una
tensión superficial entre los fluidos. Cuando el agua desplaza al petróleo en
un medio poroso, el comportamiento del flujo se caracteriza por ser un
desplazamiento inmiscible.
Desplazamiento.
La energía natural que permite el desplazamiento de los fluidos en
el reservorio (energía natural existente en los fluidos del reservorio), no
permite una recuperación total de los hidrocarburos en el reservorio,
permitiendo que una importante cantidad de petróleo y/o gas permanezca
en el subsuelo (Flores, 2009).
Humectabilidad.
La humectabilidad es la tendencia de un fluido a expandirse o
adherirse a una superficie sólida en presencia de otro fluido. Cuando dos
fases inmiscibles están en contacto con una superficie sólida, una fase es
usualmente atraída fuertemente a la superficie sólida. La fase más
fuertemente atraída se le conoce como fase humectante (Maiquiza, 2008).
Fluidos Miscibles
Los fluidos miscibles se caracterizan por permanecer en una sola fase
a mezclarse dos o más fluidos en cualquier proporción. La ausencia de una
película interface nos indica la ausencia de una tensión superficial. En un
medio poroso, cuando el petróleo es desplazado con un fluido miscible, el
comportamiento del flujo es independiente de la permeabilidad relativa y
la Mojabilidad del medio poroso.
Tensión Interfacial (TI)
La tensión interfacial o superficial es una medida de las fuerzas de
atracción entre las moléculas que interactúan en la frontera de dos fases.
Ratio de Movilidad (M).
La movilidad de un fluido se define como la ratio de la permeabilidad
efectiva del fluido y su viscosidad.
Mantenimiento de Presión
Este proceso consiste en inyectar el gas con la finalidad de
incrementar la presión del reservorio hasta por encima de su presión de
burbuja. Se utiliza mucho en reservorios con buena segregación
gravitacional.
Inyección Cíclica
En un reservorio de condensados de gas, la producción en las
cercanías de su presión de roció requiere la inyección de gas para mantener
la presión del reservorio por encima de la presión de roció, de manera de
prevenir el fenómeno de la condensación retrograda.
Mejoramiento gravitacional
Reservorios de condensados con empuje de agua tienden a atrapar
el petróleo por encima de los pozos de producción en área aisladas.
Empuje de Gas
La disponibilidad limitada y los costos de los fluidos miscibles como el
CO2, GLP, propano, etc., hace que la inyección continua de estos fluidos
sea económicamente no rentable (Flores, 2009).
4.2.- DESPLAZAMIENTO INMISCIBLE.
Los fluidos inmiscibles fluyen en dos fases distintas con una frontera de
interface entre las dos fases. La interface representa la existencia de una
tensión superficial entre los fluidos.
Cuando el agua desplaza al petróleo en un medio poroso, el
comportamiento del flujo se caracteriza por ser un desplazamiento
inmiscible.
Los factores que afectan el desplazamiento inmiscible son:
Permeabilidad relativa
Saturación de fluido
Estructura geométrica de los poros
Mojabilidad
Tensión superficial
El desplazamiento se inicia cuando se inyecta el CO2 inmiscible por los
pozos inyectores haciendo el trabajo de pistón de empuje como método de
recobro.
Figura 1. Desplazamiento inmiscible al inyectar CO2.
En un proceso de recuperación de petróleo por desplazamiento, el fluido
inyectado desplaza solo una porción del petróleo en contacto.
Una mayor saturación residual permanece en el medio poroso posterior a
un desplazamiento inmiscible son relativamente bajas (Flores, 2009).
4.2.1.- Inmiscibilidad.
Un proceso de desplazamiento en condiciones inmiscibles no es tan
eficiente como un proceso miscible ya que no desaparecen los efectos de
tensión superficial gas-aceite y hay retención capilar en el medio poroso al
estar presentes más de una fase
La inmisicibilidad es un fenómeno físico y no químico dónde gracias a la
interface
de
dos
sustancias
una
puede
ejercer
una
fuerza
de
desplazamiento sin mezclarse o reaccionara otra. Los procesos de inyección
de agua y de inyección de gas, dentro de un esquema de recuperación
secundaria, son procesos inmiscibles (Serrano, 2011).
4.3.- CONTROL DE CALIDAD DE LOS FLUIDOS A INYECTAR.
Los equipos de inyección son un elemento de gran importancia económica
en la selección final del fluido de inyección; así, por ejemplo, se sabe que las
bombas de inyección de agua son menos costosas que los compresores
requeridos para elevar la presión del gas, pero el costo del tratamiento del
agua es mayor.
Los problemas que origina la inyección de un fluido de baja calidad son:

Elevadas presiones de inyección

Reducción de la eficiencia de barrido y, por lo tanto, recuperación de
aceite

Corrosión en los pozos de inyección

Taponamiento de la formación y reducción de la inyectividad

Incremento de los trabajos de reacondicionamiento de los pozos de
inyección.
A continuación, se presenta una comparación de los tratamientos que se
deben realizar al gas y al agua de inyección para mejorar su calidad.
El control de la corrosión es de gran importancia en la operación de
procesos de inyección de fluidos para la recuperación de aceite, si se quiere
evitar la reducción de la vida útil de los equipos y el taponamiento que
producen en los pozos inyectores los residuos de la corrosión, los cuales
disminuyen la inyectividad y originan la necesidad de mayores presiones.
Tabla 1: Tratamiento al gas y agua a inyectar
Fluido
Objetivo
Eliminar componentes
corrosivos
Tratamiento
Proceso de
endulzamiento
Gas
Eliminar los residuos
carbonatados
Remover solidos
Agua
Filtración
Filtración
Prevenir corrosión y
disposición sales
metálicas
Tratamientos químicos
Reducir contenidos de
crudo y limpiar la cara de
la arena
Inyecte un tapón de
detergente
Eliminar los gases
corrosivos
Aireación
Reducir las bacterias
Tratamiento químico del
agua con cloro, aminas,
fenoles o compuestos
amoniacales
4.3.1 Procesamiento del gas
El procesamiento consiste principalmente en:

La eliminación de compuestos ácidos (H2S) y CO2) mediante el uso
de tecnologías que se basan en sistemas de absorción − agotamiento
utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se denomina
amargo, al producto gas dulce y al proceso se le conoce como
endulzamiento.

La recuperación de etano e hidrocarburos licuables mediante
procesos criogénicos (uso de bajas temperaturas para la generación
de un líquido separable por destilación fraccionada) previo proceso
de deshidratación para evitar la formación de sólidos.

Recuperación del azufre de los gases ácidos que se generan durante
el proceso de endulzamiento; Fraccionamiento de los hidrocarburos
líquidos recuperados, obteniendo corrientes ricas en etano, propano,
butanos y gasolina; en ocasiones también resulta conveniente separar
el isobutano del n− butano para usos muy específicos.
Las condiciones que se deben considerar en el tratamiento del gas son:

Concentración de impurezas.

Temperatura y presión.

Volumen de gas a procesar.

Composición de hidrocarburos.

Selección de los gases ácidos por mover.

Especificaciones del gas ácido residual (González 2012).
4.3.2 Inyección de Gas Hidrocarburo
Este método consiste básicamente en inyectar hidrocarburo ligero a
través del yacimiento para formar una mezcla miscible. Tres diferentes
métodos han sido usados. El método miscible de primer contacto usa un
bache de alrededor del 5% del volumen poroso (PV) de gas licuado del
petróleo (LPG), tal como el propano, seguido por gas natural o gas y agua.
Un segundo método, llamado de empuje enriquecido (condensación),
consiste en inyectar un bache del 10 o 20% de gas natural que es
enriquecido con los componentes que van desde el metano hasta el
hexano, seguidos por gas pobre, (seco, mayormente metano) y
posiblemente agua. Los componentes enriquecidos son transferidos del gas
al aceite. El tercero y es, llamado de empuje a alta presión (vaporización),
consiste de inyectar gas pobre a alta presión para vaporizar los
componentes que van desde el C2 hasta C6 del aceite crudo que es
desplazado. Los criterios se presentan a continuación en la tabla.
Tabla 2: Criterios para inyección de gas Hidrocarburo
Guía técnica
Recomendado
Rango de proyectos
Aceite
Gravedad API
>23
24 – 54
Viscosidad, Cp
<3
Miscible
Composición
Alto porcentaje de ligeros
Yacimiento
Sw%
>30
Tipo de formación
Arenas o carbonatos con algunas
fracturas y canales de alta
permeabilidad
Espesor neto
Relativamente delgado a menos que
sea una formación con alto echado
Permeabilidad
promedio
No es dato critico si es uniforme
Profundidad, ft
>4000
Temperatura °F
Puede tener un efecto significante,
sobre la presión mínima de
miscibilidad (MMP); esto incrementa la
presión requerida.
30-98
4,040 – 15,900
El proceso de inyección miscible recupera aceite crudo a través de (1)
generar miscibilidad (en los empujes por condensación y vaporización), (2)
Incrementar el volumen de aceite (hinchamiento); (3) reducir la viscosidad;
y (4) por desplazamiento de gas inmiscible, especialmente mejorando el
drene gravitacional a las condiciones de yacimiento adecuadas.
Figura 2: Inyección de Gas Hidrocarburo
La profundidad mínima es dada por la presión necesaria para mantener la
miscibilidad generada. Los rangos de presión requeridos van de 1200 psi (84
Kg/cm2) para los procesos con gas LPG hasta 4000 (281 Kg/cm2) o 5000 psi
para los procesos de empuje de gas a alta presión, dependiendo del aceite.
Una formación con alto echado es siempre deseable para permitir algo de
estabilización gravitacional del desplazamiento, el cuál normalmente tiene
una desfavorable relación de movilidad.
4.3.3 Calidad del agua a inyectar
La importancia de realizar un control de calidad es para evitar problemas
futuros en las líneas de superficie, en el fondo del pozo o para la realización
de futuras recuperaciones mejoradas con base a la presión de fondo de
pozo y su presión de fractura.
Un tratamiento adecuado para la inyección de agua mantiene las
óptimas normas de calidad de agua, a fin de inyectarlas al pozo y así este
no genere problemas con nuestro yacimiento o con la formación en
contacto, haciendo que esta agua sea lo más parecida “idealmente” al
agua de formación. Mediante el mejoramiento de la calidad del agua,
Aumentar el factor de recobro de nuestro yacimiento mediante la
recuperación secundaria. Y dar una pauta para los análisis de próximas
recuperaciones “Terciaria”.
4.3.3.1 Fundamentos de la Química
Para el tratamiento del agua de manera inteligente es necesario
algunos conocimientos básicos de la química aplicada a la inyección como
son la diferencia entre los elementos y compuestos, átomos y pesos
atómicos, las moléculas y su peso molecular, los iones, radicales y pesos
equivalentes. Las diferencias entre ácidos bases y sales, y el método para
expresar sus concentraciones.
4.3.3.2 Procesos físicos previos a la inyección
La finalidad del uso de químicos para el tratamiento de aguas de
inyección, es de eliminar básicamente los sólidos suspendidos, el oxígeno
disuelto y los microrganismos.

Desbaste

Desarenado

Clarificación

Filtración

Eliminación de gases disueltos

Tratamiento bacteriológico

Tratamiento anticorrosivo
4.3.3.3 Tratamiento para el agua de inyección
Procedimientos de laboratorio:

Alcalinidad

Conductividad

Determinación de dureza

Presencia de Hierro

Presencia de Solidos suspendidos

Presencia de sulfatos

Turbidez

Contenido de oxígeno disuelto

Control bacterial

Potencial de hidrogeno
4.3.3.4 Problemas comunes
Los problemas más comunes producidos en el campo son la corrosión,
debida a los cambios de pH del agua, por los cambios de temperatura, o
por la presencia de gases no deseados como el O2, CO2 y el H2S; la
formación de escalas, que no es más que la acumulación de sedimentos,
generando un taponamiento y una alza de presión en la línea, estos son
comunes en las zonas de la tubería donde existen restricciones; los sólidos
suspendidos, este es el problema más común, ya que son todas las partículas
que se encuentran presentes en el fluido en forma suspendida, esta
ocasiona escalas y taponamientos; la presencia bacterial es otro factor
importante ya que este al igual que los sólidos suspendidos generan
taponamiento; existen otros factores pero solo especificaremos los más
importantes y comunes.
4.3.3.5 Análisis de compatibilidad
Uno de las principales causas de la formación de escalas en los
sistemas de inyección es el taponamiento del pozo por mezcla de dos o más
aguas que sean incompatibles. Si se mantiene una misma agua, el sistema
puede ser estable no presentar posibles escalas, sin embargo, desde que
estos sean mezclados, las reacciones de los iones disueltos en cada agua
pueden producir insolubilidad, hinchamiento de las arcillas y aumentos de
presión. Cuando esto ocurre, se dice que el agua es incompatible.
4.3.3.6 Incompatibilidad entre el agua de formación y el de
inyección
La incompatibilidad empieza cuando el agua de inyección no es
compatible
con
el
agua
de
formación
o
el
agua
connata,
sorprendentemente, algunos taponamientos son problemas debido a la
incompatibilidad del agua en la inyección en pozos.
Cuando el agua se inyecta al pozo, el agua de inyección miscible
desplaza el agua connata, ocurre una mezcla mecánica en la frontera de
las dos aguas. Este fenómeno se llama dispersión hidrodinámica, la primera
causa de dispersión es la supuesta distribución de permeabilidades a
difusión no homogéneas. Otra cosa que cabe recalcar, es que los iones
disueltos migran a través de la frontera entre las dos aguas, esto se conoce
como difusión.
4.3.3.7 Pruebas de Fall Off Test (FOT)
Los análisis de presión son fundamentales para cualquier proceso
previo a una inyección, en nuestro caso de agua tratada, en este tipo de
análisis se realizan pruebas de FALL OFF, se cheque el daño de formación
para evitar la disminución de la permeabilidad efectiva, este tipo de análisis
se usa también para calcular la presión promedia del yacimiento el cual es
fundamental para futuros proyectos de recobro mejorado y para medir las
presiones de fractura las cuales son fundamentales para evitar el daño de
formación y para tener un monitoreo apropiado de las operaciones de
inyección.
Las pruebas de FALL OFF son análogas a las pruebas de restauración
de presión en los pozos productores, esta prueba es corrida cerrando el pozo
de inyección y registrando la respuesta de la presión como una función del
tiempo. En este tipo de pruebas se mantiene el supuesto de que la tasa de
inyección -qi, se mantiene constante a un tiempo antes de la corrida del
FALL OFF. Siempre y cuando se satisfagan las siguientes condiciones:

La razón de movilidad del agua inyectada con el fluido del
yacimiento debe ser aproximadamente las mismas.

Si el fluido inyectado y el fluido in-situ tienen diferentes
movilidades, pero la inyección ha ocurrido durante un tiempo suficiente y el
radio externo del banco de fluido inyectado se ha desplazado lo suficiente,
de modo que la prueba de FALL OFF no investigara detrás de ese banco. En
otras palabras, si la prueba es suficiente corta para que el transciente de
presión se mantenga dentro del banco del fluido inyectado, la presión no
afectara los datos de presión registrados.
4.3.3.8 FOT al periodo de inyección
El objetivo de la prueba de inyectividad es el de determinar los
parámetros de inyección de la arena Y en el pozo, como parte del estudio
del plan de inyección para el reservorio Y (Izquierdo & Vélez, 2015).
4.4.- DISIPACIÓN EN DESPLAZAMIENTO INMISCIBLES.
4.4.1 Modelo de Buckley - Leverett.
El desplazamiento en un medio poroso de un fluido mojante por otro no
mojante, o viceversa, es un proceso que da lugar a un régimen de flujo no
permanente o transitorio, debido a que las saturaciones de ambos fluidos
detrás del frente cambian continuamente con el tiempo, lo que origina a su
vez cambios en las permeabilidades relativas y velocidades del flujo de
cada una de las fases. La figura 3, ilustra la distribución de saturaciones en
cuatro etapas de un desplazamiento lineal de aceite por inyección de agua
en un medio poroso, a la saturación de agua irreductible, Swi. De acuerdo
con la figura 3, el desplazamiento de aceite por agua puede resumirse
como sigue:
a) Antes de iniciarse la inyección de agua, las saturaciones de los fluidos
(Swc, Soi) son uniformes a lo largo del medio poroso, 0 ≤ x ≤ L.
b) Posteriormente, con la inyección de agua se produce el desplazamiento
del aceite en el medio poroso. En el frente de desplazamiento, x = xf, se
presenta un cambio de saturación de agua, de Swf a Swc. Atrás del
frente, x < xf, tanto el agua como el aceite se mueven a una velocidad
que depende de su permeabilidad relativa y por lo tanto de la saturación
de agua local. Adelante del frente, x > xf, sólo se desplaza el aceite,
mientras que el agua permanece inmóvil, dado que se encuentra a su
valor de saturación irreductible. Mientras que el frente no alcance el
extremo x = L, sólo se producirá aceite a un gasto igual al gasto de
inyección de agua afectado por el factor de volumen del aceite.
c) Eventualmente el frente de desplazamiento alcanza el extremo final del
medio poroso, xf = L, y ocurre la surgencia de agua. Al tiempo requerido
se le conoce como tiempo de surgencia, tBT.
d) Si se continúa la inyección de agua, t > tBT, la producción de aceite
tiende a disminuir y la del agua a aumentar, reflejándose en un
incremento continuo de la relación agua-aceite (WOR). Dentro del
medio poroso, la saturación de aceite tiende a su saturación residual. La
inyección de agua puede continuar por tiempo indefinido, sin embargo,
existe un límite económico o de abandono del proceso (Medina, 2010).
Figura 3: Distribución de saturaciones en cuatro etapas de un desplazamiento lineal de
petróleo por agua
4.5.- DESPLAZAMIENTO MISCIBLES IDEALES.
El desplazamiento miscible es el método más eficiente de recuperación
mejorada de aceite, teóricamente es posible lograr factores de
recuperación de 100 %.
Los procesos de desplazamiento miscible consisten en la inyección de un
fluido a una Presión Mínima de Miscibilidad (PMM), necesaria para que el
fluido desplazado y el fluido desplazante lleguen a ser miscibles, de tal forma
que al eliminar la tensión interfacial, la saturación residual de aceite
disminuya a valores cercanos a cero en la zona barrida.
Figura 4: Ejemplo de un desplazamiento miscible ideal. El fluido desplazante forma un
inyección
de uncomo
fluidoun
miscible
conremover
el aceite
del yacimiento
da
frente La
miscible
que trabaja
pistón para
el aceite
del yacimiento.
lugar al desarrollo de un banco de aceite seguido por un frente miscible que
crece conforme el desplazamiento continúa. El aceite es entonces
desplazado mientras la miscibilidad se mantenga resultando en eficiencias
de desplazamiento microscópico próximas al 100%.
Según las características del yacimiento a ser intervenido, el fluido
desplazante puede ser inyectado bajo los siguientes esquemas:
Inyección continúa. El fluido es inyectado de forma continua hasta
que el proyecto deje de ser rentable.
Inyección de un bache. Puesto que muchos de los fluidos de
inyección son de alto costo y no pueden utilizarse para inyección continua,
en ocasiones suele inyectarse únicamente un volumen óptimo para
economizar el costo del proceso. Este esquema consiste en la inyección del
solvente hasta que un volumen preseleccionado ha sido inyectado en el
yacimiento y después un fluido menos costoso es usado como fluido
desplazante.
Inyección alternada. Consiste en inyectar pequeños baches de
fluido miscible en alternancia con baches de un fluido desplazante de
menor costo que mejore la eficiencia de barrido por medio del control de
movilidad y estabilidad del frente de desplazamiento. Idealmente el
segundo bache debe ser miscible con el primero para lograr un
desplazamiento más eficiente.
Inyección cíclica. También conocido como un proceso de Huff and
Puff se aplica a yacimientos de presionados, donde el fluido es inyectado y
producido junto con el aceite en el mismo pozo después de un tiempo
determinado de cierre durante el cual, el aceite experimentará
hinchamiento, reducción de la viscosidad y la tensión interfacial. Este
esquema de inyección puede ser considerado como un proceso de
estimulación ya que sólo tiene impacto en los alrededores del pozo.
La eficiencia de un desplazamiento miscible, es controlada por otros
factores como, por ejemplo:
La relación de movilidad
Efecto de la gravedad
Dispersión
La heterogeneidad del medio poroso.
La eficiencia de un desplazamiento miscible, es controlada por,
entre otros factores, la relación de movilidad, el efecto de la gravedad, la
dispersión y la heterogeneidad del medio poroso.
Las fuerzas que principalmente actúan dentro del medio poroso son las
fuerzas capilares, las fuerzas de gravedad y las fuerzas viscosas. En un
proceso de recuperación, la eficiencia en el desplazamiento se determina
por la relación entre ellas.
La gravedad actúa cuando las condiciones del yacimiento permiten el
movimiento de los fluidos debido a diferencias de densidad. En procesos de
desplazamiento con agua o gas, a bajos gastos de inyección la
segregación gravitacional ayuda a mantener frentes de desplazamiento
bien definidos y mejora la eficiencia de barrido.
Por otra parte, las fuerzas viscosas toman importancia en la movilidad de los
fluidos. Debido a que la mayoría de los fluidos desplazante son menos
viscosos que el aceite del yacimiento, éstos se mueven más rápido y
promueven la formación de frentes de desplazamiento no uniformes.
Basta recordar que una razón de movilidades desfavorable resulta en la
rápida surgencia del fluido desplazante en los pozos productores y en la
reducción de la eficiencia de barrido.
Las fuerzas capilares también desempeñan un papel fundamental dentro
del proceso de desplazamiento, ayudando o restringiendo la recuperación
de aceite. Si bien se les considera como la causa principal de que grandes
cantidades de aceite permanezcan en el yacimiento después de un
proceso de inyección de agua, las fuerzas capilares pueden, igualmente,
favorecer el desplazamiento del aceite en los canales de poro menos
permeables contribuyendo a la recuperación y no al entrampamiento
(Serrano, 2011).
4.5.1.- Miscibilidad.
Se define la miscibilidad por el grado de solubilidad de un fluido en otro.
En los sistemas gas-liquido la miscibilidad dependerá de la
similaridad química entre los fluidos, la presión y temperatura de los sistemas.
La similaridad química implica que los hidrocarburos serán más solubles en
hidrocarburos que en soluciones acuosas.
4.5.2.- Tensión Interfacial (TI)
La tensión interfacial o superficial es una medida de las fuerzas de
atracción entre las moléculas que interactúan en la frontera de dos fases.
La fuerza de atracción de Van Der Waals es uniforme a lo largo del fluido, a
excepción de la superficie o interface.
Este desbalance de las fuerzas de atracción tiende a mover las moléculas
hacia la superficie o interface, lo que resulta en la formaron de una superficie
similar a una membrana con una curvatura.
La fuerza de atracción entre las moléculas es directamente proporcional al
producto de las masas en inversamente proporcional al cuadrado de la
distancia entre ellos. La tensión interfacial depende de la temperatura.
TI tiende a incrementarse conforme se incrementa la temperatura.
Asimismo, la TI puede controlarse por medio de los aditivos que incrementan
o reducen su valor. Por ejemplo, los surfactantes son efectivos para reducir
o eliminarla TI. Si añadimos químicos alcalinos al agua, reducimos la TI entre
agua- petróleo.
4.6.- DISIPACIÓN EN DESPLAZAMIENTO MISCIBLES
IDEALES.
Existen dos categorías en el proceso de desplazamiento miscible:
a) Proceso miscible de primer contacto
b) Proceso miscible de contactos múltiples.
4.6.1.-Proceso miscible de primer contacto
Algunos solventes y aceites son miscibles en primer contacto bajo las
condiciones del reservorio.
Para ello se inyecta un primer tapón con un fluido de baja viscosidad
(por ejemplo, el GLP). Puede usarse otro gas como el metano.
Seguidamente se inyecta el nitrógeno.
La dispersión tiene lugar en la interface solvente-aceite y se desarrolla
una zona de mezclas. La presión de miscibilidad GLP-aceite esta entre 100 y
200 psi. Presiones entre 1100 y 1300 psi se requiere para asegurar la
miscibilidad entre el GLP y el nitrógeno.
4.6.2.-Procesos miscibles de contactos múltiples.
En este proceso, la miscibilidad entre el aceite del reservorio y el gas
inyectado de genera a través de la transferencia de masa de los
componentes y después de múltiples contactos entre los dos fluidos.
Existen dos tipos de miscibilidad de múltiples contactos:


Empuje de gas condensado
Empuje de gas vaporizado
4.6.3.- Fluidos miscibles.
Los fluidos miscibles se caracterizan por permanecer en una sola fase a
mezclarse dos o más fluidos en cualquier proporción. La ausencia de una
película interface nos indica la ausencia de una tensión superficial.
En un medio poroso, cuando el petróleo es desplazado con un fluido
miscible, el comportamiento del flujo es independiente de la permeabilidad
relativa y la mojabilidad del medio poroso (Flores, 2009).
4.7.- TEORÍA DE FLUJO FRACCIONAL.
Al igual que en los desplazamientos por agua, la ecuación de flujo
fraccional para un desplazamiento de aceite por gas se determina usando
los procedimientos analíticos desarrollados originalmente por Buckley y
Leverett, basados en la ley de Darcy y en el concepto de permeabilidades
relativas a dos fases.
La ecuación de flujo fraccional describe cuantitativamente la
fracción de gas que fluye en términos de las características físicas de un
medio poroso. Suponiendo que sólo están fluyendo el aceite y el gas, en
cualquier punto del sistema, el flujo fraccional de gas es igual a la fracción
del flujo total que está fluyendo en ese punto, esto es:
𝑓𝑔 =
𝑞𝑔
𝑞𝑔 + 𝑞𝑜
Donde los ritmos de flujo de gas y de aceite, qg y qo, respectivamente, se
expresan en condiciones de yacimiento. Si la ecuación de flujo fraccional
se utiliza para describir el desplazamiento de aceite debido a la expansión
de la capa de gas, el fluido desplazante es no mojante y, por lo tanto, P c=
pg-po y Δ= pg-po. En consecuencia, la ecuación de flujo fraccional de gas
será la siguiente, teniendo presente que en este caso el gas se inyecta
buzamiento abajo:
𝐾𝑜𝐴 𝜗𝑃𝑐
1 − 𝜇𝑜𝑞𝑡 ( 𝜗𝑥 − 𝐶∆𝑝𝑔𝑠𝑒𝑛𝑎
𝑓𝑔 =
𝑘𝑜𝜇𝑔
1+
𝑘𝑔𝜇𝑜
Donde:
kg = Permeabilidad efectiva al gas. darcy
ko= Permeabilidad efectiva del aceite. Darcy
μo= Viscosidad del aceite, cp
μo= Viscosidad del gas, cp
A= área total de la formación perpendicular al flujo, cm2
𝜗𝑃𝑔
𝜗𝑥
𝜗𝑃𝑜
𝜗𝑥
= gradiente de presión en la fase gas, atm/cm
= gradiente de presión en la fase aceite, atm/cm
C= Factor de conversión= 1/(1,0133x 106)
Pg= Densidad del gas, g/cm3
PO= Densidad del aceite, g/ cm3
g= Aceleración de la gravedad, cm/ seg2
qt= Ritmo de expansión de la capa de gas, (=qg + qo), BYDP
La ecuación de flujo fraccional de gas se simplifica para los casos
presentados en la Tabla 3 (Coronado, 2013).
Tabla 3: Ecuación de flujo fraccional
Ecuación
Casos
Avance horizontal del frente de invasión
en yacimientos horizontales
∢ = 0° 𝑦
𝑓𝑔 =
1
𝑘𝑜𝜇𝑔
1+
𝑘𝑔𝜇𝑜
∢ = 0° 𝑦
Avance del frente de invasión
buzamiento
abajo en yacimientos horizontales
1+
𝑓𝑔 =
𝜗𝑃𝑔
⟶0
𝜗𝑥
𝜗𝑃𝑔
⟶0
𝜗𝑥
0,488𝐾𝑜𝐴
𝜇𝑜𝑞𝑡 (𝑌0 − 𝑌𝑔)𝑠𝑒𝑛∢
𝑘𝑜𝜇𝑔
1+
𝑘𝑔𝜇𝑜
∢ = −90° 𝑦
Avance vertical del frente de invasión
1−
𝑓𝑔 =
𝜗𝑃𝑐
⟶0
𝜗𝑥
0,488𝐾𝑜𝐴
𝜇𝑜𝑞𝑡 (𝑌0 − 𝑌𝑔)𝑠𝑒𝑛∢
𝑘𝑜𝜇𝑔
1+
𝑘𝑔𝜇𝑜
BIBLIOGRAFÍA.
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Inyección de Nitrógeno. Tesis de Maestría no publicada, Universidad
Nacional de Ingeniería, Lima, Perú.
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en yacimientos naturalmente fracturados de gas y condensado. Tesis
no publicada. Universidad Nacional Autónoma de México. México,
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operación en campos productores de gas natural. Tesis no Publicada.
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con CO2 como método de recuperación para maximizar la
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