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. Flores. Y. L. A. (2009). 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