Eficiencia de Desplazamiento en Yacimientos Petrolíferos

Indice
Introducción ..................................................................................................................... 1
4.- Eficiencia de Desplazamiento .................................................................................... 4
4.1.- Definición .............................................................................................................. 5
4.2.- Desplazamiento Inmiscible .................................................................................... 2
4.2.1.- Tipos de Desplazamiento Inmiscible ................................................................ 3
4.3.- Control de calidad .................................................................................................. 5
Escribir el título del capítulo (nivel 3) .......................................................................... 6
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Introducción
El presente documento tiene como objetivo proporcionar una visión integral sobre
la eficiencia de desplazamiento en yacimientos petrolíferos, un concepto
fundamental en la ingeniería de petróleo. La eficiencia de desplazamiento es crucial
para maximizar la recuperación de petróleo mediante la inyección de fluidos, un
proceso que ha llevado a innovaciones significativas en la explotación de
yacimientos.
En las secciones siguientes, exploraremos en detalle la definición de eficiencia de
desplazamiento, sus parámetros matemáticos y las diferentes metodologías
utilizadas para evaluar y mejorar esta eficiencia. Además, abordaremos las
condiciones de miscibilidad en reservorios de petróleo y cómo estas afectan la
eficiencia de desplazamiento.
El conocimiento profundo de estos conceptos no solo permite una explotación más
efectiva de los recursos existentes, sino que también aboga por la sostenibilidad y
la eficiencia en la industria petrolera.
La eficiencia de desplazamiento no solo implica la utilización de técnicas de
inyección de fluidos, sino también la integración de tecnologías de vanguardia y la
adaptación a las condiciones específicas de cada yacimiento. Este enfoque holístico
asegura que cada proyecto se aborde con precisión y eficacia, maximizando el
potencial de recuperación y minimizando los impactos ambientales.
Por lo tanto, la comprensión de la eficiencia de desplazamiento es vital para
cualquier profesional del petróleo que busque optimizar la producción y garantizar
la viabilidad a largo plazo de los yacimientos. Con esta guía, esperamos facilitar el
aprendizaje y la aplicación de estas importantes técnicas, preparando a la próxima
generación de ingenieros para los desafíos del futuro.
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4.- Eficiencia de Desplazamiento
4.1.- DEFINICIÓN:
La eficiencia de desplazamiento (Ed) es un parámetro que mide qué tan
efectivamente un fluido de inyección (como agua o gas) desplaza el petróleo en el
medio poroso del yacimiento. En definición es la fracción de petróleo móvil que se
ha recuperado de la zona barrida en un momento dado. Matemáticamente, la
eficiencia de desplazamiento se expresa como:
𝐸𝑑 =
(𝑉𝑜𝑖 − 𝑉𝑜𝑟 )
𝑉𝑜𝑖
Donde:
𝐸𝑑 = 𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝐷𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜.
𝑉𝑜𝑖 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜 𝑎𝑙 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑟 𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛.
𝑉𝑜𝑟 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜 𝑟𝑒𝑚𝑎𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑠𝑝𝑢𝑒𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛.
4.2.- DESPLAZAMIENTO INMISCIBLE:
La miscibilidad para reservorios de petróleo se define como la condición física entre
dos o más fluidos que se les permita mezclarse en todas las proporciones sin la
existencia de una interfase. Por otro lado, si una cantidad de fluido se adiciona a
una tensión interfacial entre las fases.
El petróleo pesado no tiene habilidad para
salir por sí mismo de los poros de la roca
del yacimiento en los cuales se encuentra,
más bien sale por el empuje que puede
generar la acumulación de un fluido
inmiscible, como lo es el agua o el gas. A
este proceso se le conoce como desplazamiento de fluidos inmiscibles.
Generalmente los fluidos desplazantes son el gas y el agua, y el desplazado es el
petróleo.
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4.2.1.- TIPOS DE DESPLAZAMIENTO INMISCIBLE

Pistón sin fugas: La fase inicial o antes de la ruptura, la cual es responsable
de casi toda la producción del fluido desplazado y el dónde el fluido producido
no contiene fluido desplazante.

Pistón con fugas: La fase subordinada o después de la ruptura, donde existe
producción de ambas fases, desplazante y desplazada, considerándose que
la primera arrastra a la segunda por el de flujo.
Figura 1
4.3.- CONTROL DE CALIDAD DE LOS FLUIDOS A INYECTAR
El control de calidad de los fluidos a inyectar es esencial para garantizar la eficiencia
y seguridad de los procesos de inyección en yacimientos petrolíferos. La inyección
de fluidos de baja calidad puede provocar daños en la formación, reducción de la
permeabilidad y disminución en la recuperación de petróleo.
Aspectos clave en el control de calidad:

Contenido de sólidos suspendidos: Los sólidos pueden obstruir los poros de
la roca, reduciendo la permeabilidad y afectando negativamente la inyección.

Presencia de bacterias: Las bacterias sulfato-reductoras pueden generar
sulfuros de hidrógeno, causando corrosión y formación de depósitos.
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
Compatibilidad química: Es fundamental asegurar que el fluido inyectado sea
químicamente compatible con los fluidos y minerales del yacimiento para
evitar precipitaciones y daños en la formación.

Salinidad y pH: Estos parámetros deben ser monitoreados y ajustados para
prevenir problemas como la formación de incrustaciones o la alteración de
las propiedades de mojabilidad de la roca.
4.4.- DISIPACIÓN EN DESPLAZAMIENTOS INMISCIBLES
Además del desplazamiento de petróleo por efecto de un fluido en solución, el
petróleo también puede ser recuperado por un desplazamiento similar al
ocasionado por un pistón.
Esto se logra con la aplicación de fuentes de energía, como es el caso de un
yacimiento con empuje de agua o una capa de gas; en ambos casos ocurre un
desplazamiento inmiscible del petróleo, bien sea por el avance del acuífero o por la
expansión del volumen de la capa de gas.
4.4.1.-
FACTORES
QUE
AFECTAN
LA
DISIPACIÓN
EN
DESPLAZAMIENTOS INMISCIBLES
1. Relación de Viscosidades: Un fluido más viscoso desplaza con mayor
eficiencia, reduciendo la disipación por inestabilidades.
2. Velocidad del Flujo: A velocidades altas, los efectos inerciales pueden inducir
turbulencia o fingering, aumentando la disipación.
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3. Tensión Interfacial: Una mayor tensión superficial estabiliza la interfaz,
reduciendo la disipación.
4. Heterogeneidad del Medio: En medios porosos, la variabilidad en la
permeabilidad genera variaciones de velocidad, aumentando la disipación
por dispersión viscosa.
4.5.- DESPLAZAMIENTO MISCIBLE IDEAL
El desplazamiento Miscible es un mecanismo de recuperación terciaria del tipo no
convencional no térmico. Este consiste en inyectar un agente desplazante
completamente miscible con el petróleo existente, el resultado es ausencia de la
interface.
Un proceso de desplazamiento admisible mantiene la presión bella cimiento y
mejora el desplazamiento del petróleo debido a que se reduce la tensión interna
facial entre el petróleo y el agua. El efecto de la inyección de gas es similar a la de
un drenaje por gas disuelto. El desplazamiento admisible es una rama importante
de los procesos de recuperación de petróleo mejorada.
Los gases inyectados incluyen gas licuado de petróleo (LPG), el propano, metano
a alta presión, metano enriquecido con hidrocarburos ligeros, nitrógeno a alta
presión y dióxido de carbono (CO2) en condiciones del yacimiento adecuadas de
temperatura y presión.
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El fluido más comúnmente utilizado para el desplazamiento miscible es el dióxido
de carbono porque reduce la viscosidad del petróleo y es menos costoso que es
gas licuado de petróleo.
Las inundaciones miscibles
siguen siendo en mayor
parte unos de los métodos
más
intrigantes
recuperación
de
mejorada
debido a su potencial para
recuperar todo el petróleo.
El desplazamiento miscible
puede ser del tipo de primer contacto, como el de un hidrocarburo por otro y cuando
los dos son Miscibles en todas las proporciones, en esta categoría cae el
desplazamiento de un crudo liviano con propano o LPG.
El desplazamiento por un gas a alta presión es generalmente del tipo de multiple
contacto; esto es, la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios contactos y el
correspondiente equilibrio de fases.Para determinar si después de varios contactos
se puede lograr la miscibilidad a la presión de operación, se utiliza un diagrama
ternario de equilibrio de fases.
4.5.1.- CLASIFICACIÓN
1. PROCESO DE TAPONES MISCIBLES
Se basa en una inyección de algún solvente líquido que es miscible después el
primer contacto con el crudo presente en el yacimiento.
El agua se inyecta con el gas en pequeños tapones en forma alterada, esto
mejora la movilidad en la interface del tapón de gas. El tapón será líquido si la
temperatura del yacimiento se encuentra por debajo de la temperatura crítica
(207 °F). Por otro lado es necesario que la profundidad del yacimiento esté por
encima de los 1600 ft para que no ocurran fracturas en la formación.
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Este proceso es ventajoso debido a que todo el petróleo contactado se desplaza,
se requieren bajas presiones para alcanzar la miscibilidad, es aplicable a un
amplio rango de yacimientos y puede usarse como método tanto secundario
como terciario.
1. PROCESO CON GAS ENRIQUECIDO
Se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano y butano, empujado
por un gas pobre y agua. Mientras el gas inyectado se mueve en la formación
los componentes enriquecidos. Son extraídos del gas inyectado y absorbido por
el petróleo. Se espera que, si el gasto inyectado es rico y suficiente, la banda de
petróleo enriquecido se vuelve visible con este, desplazándose así el petróleo
de la delantera.
El aspecto positivo de este proceso es que se desplaza todo el petróleo residual
del contacto, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse
nuevamente, es un proceso económico, se desarrolla la miscibilidad a una
presión menor que en el empuje con gas pobre y se usan tapones de gran
tamaño se reducen los problemas de diseño. Tiene una eficiencia pobre y puede
ocurrir segregación por gravedad si las formaciones son gruesas.
2. EMPUJE CON GAS VAPORIZARTE O DE ALTA PRESIÓN
Es un proceso de múltiples contactos que requiere inyección continua a alta
presión de un gas pobre como el metano o el etano y se necesitan múltiples
contactos entre el petróleo, el yacimiento y el gas inyectado antes de que se
forme la zona miscible.
Es un proceso ventajoso ya que alcanza una eficiencia de desplazamiento
cercana al 100%, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse
nuevamente, es más económico que el proceso del tapón de propano o gas
enriquecido, no existen problemas con el tamaño del tapón debido a que ocurre
inyección continua y el gas puede ser reciclado y reinyectado.
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Las desventajas son: requiere altas presiones de reinyección, tiene aplicación
limitada de vida que el petróleo del yacimiento debe ser rico en fracciones del
C2 al C6 y es costoso
3. INYECCIÓN ALTERNADA DE AGUA Y GAS
es en realidad una variable de los tapones visibles. Su función es controlar la
inestabilidad del frente de desplazamiento. Consiste en inyectar tapones de
agua y gas alternadamente, estos se mueven secuencialmente recorriendo la
misma ruta en el yacimiento hacia los pozos productores en cierta relación aguagas.
4. INYECCIÓN USANDO SOLVENTES
Su objetivo es mejorar la extracción, disolución, vaporización, solubilización,
condensación, pero primordialmente es la extracción, esta puede lograrse con
fluidos solventes como los siguientes: alcohol organico, cetona, hidrocarburos
refinados, gas condensado del petróleo, gas natural, gas natural licuado,CO2,
aire, nitrógeno, gases de combustión, entre otros.
5. INYECCIÓN DE ALCOHOL
es un método costoso, sin embargo, puede ser aplicado comercialmente. Es de
uso limitado ya que inicialmente es miscible con el petróleo y el gas con nata.
Por lo tanto, el contenido de alcohol de la zona de mezcla se diluye por debajo
del nivel necesario para aumentar la miscibilidad.
6. INVASIÓN CON DIÓXIDO DE CARBONO (CO2)
para el recobro del petróleo se prefiere el dióxido de carbono líquido, pero debido
a su baja temperatura crítica (88 °F ) generalmente se encuentra en estado
gaseoso. El proceso es similar al empuje por gas vaporizarte, pero en este caso
se extraen fracciones desde el etano hasta C30.
Este método debe ser usado en yacimientos con crudo desde moderadamente
ligeros a livianos (gravedad API> 25°), lo suficientemente profundos como para
estar por encima de la presión mínima de miscibilidad.
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7. INYECCIÓN DE NITRÓGENO
para poder aplicar este método se deben cumplir ciertas condiciones, por un
lado, el crudo del yacimiento debe: ferrita en fracciones comprendidas entre el
etano y el hexano o hidrocarburos livianos, qué sé caracterizaN por tener una
gravedad API> 35°. Tiene un factor volumétrico alto o la capacidad de absorber
el gas inyectado en condiciones de yacimiento y está saturado de metano. Por
el otro, el yacimiento debe estar a una profundidad igual o mayor a los 5000 ft,
con la finalidad de mantener las altas presiones de inyección (mayores o iguales
a 5000 lpc) necesarias para alcanzar la admisibilidad del crudo con el nitrógeno
sin fracturar la formación.
Con la inyección de N2 se logra desplazar el frente visible a lo largo del
yacimiento moviendo así un banco de crudo hacia los pozos productores. Dicho
frente miscible se forma por la vaporización de componentes livianos en el crudo.
4.5.2.- EJEMPLO:
El fluido desplazándote forma un frente miscible que trabaja como un pistón para
remover el aceite del yacimiento.
La inyección de un fluido miscible con el aceite del
yacimiento da lugar al desarrollo de un banco de
aceite seguido por un frente miscible que crece
conforme el desplazamiento continúa.
El aceite se entonces desplazado mientras la
miscibilidad se mantenga resultando en eficiencias de
desplazamiento microscópico próximas al 100%.
Según las características del crecimiento a ser
intervenido. El fluido desplazándote puede ser
inyectado bajo los siguientes esquemas:

Inyección Continua.
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
Inyección de un Bache.

Inyección Alternada.

Inyección Cíclica.
4.6.- DISIPACIÓN EN DESPLAZAMIENTOS MISCIBLES IDEALES
Factores clave en la disipación en desplazamientos miscibles ideales:
1. Difusión molecular:
o
Es el proceso de transporte de masa debido a gradientes de
concentración.
o
Se describe mediante la ecuación de Fick y está gobernada por el
coeficiente de difusión molecular D.
o
En sistemas ideales, la disipación por difusión molecular suaviza los
frentes de desplazamiento.
2. Dispersión hidrodinámica:
o
Ocurre cuando hay variaciones en la velocidad del fluido, debido a la
interacción con las paredes del medio poroso o variaciones en el
campo de flujo.
3. Estabilidad del frente de desplazamiento:
o
En un desplazamiento miscible ideal sin efectos de inestabilidad, el
frente de mezcla se propaga suavemente.
o
Sin embargo, si el fluido inyectado tiene menor viscosidad que el
desplazado, pueden surgir inestabilidades tipo fingering de SaffmanTaylor, lo que aumenta la disipación efectiva.
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4.7.- TEORÍA DEL FLUJO FRACCIONAL
La teoría del flujo fraccional es un enfoque que se utiliza para calcular el flujo de
fluidos en medios porosos. Se basa en supuestos como que el flujo es lineal y
horizontal.
Bucley y Leverrett, tomaron el concepto de Flujo Fraccional presentado al año 1941
leverrett, que para el caso de una inyección de agua es presentado como:
Lo cual, si se reemplaza en la conocida ley de Darcy
tanto como para agua como para petróleo, se obtiene:
Así mismo para una determinada roca, con sus respectivos fluidos y las condiciones
fluyentes asociadas, el flujo fraccional de agua es una función de saturación de
agua. Considerando que el Fw se mide en la cara de arena del pozo productor
(outletface), la Sw correspondiente debe estar referida al mismo punto. En 1942
Buckley y Leverrett presento la ecuación de avance frontal:
4.7.1.- APLICACIÓN EN MEDIOS POROSOS
En sistemas geofísicos o industriales, los fluidos que se desplazan a través de
medios porosos exhiben comportamientos que no se explican con ecuaciones
diferenciales enteras. El uso de ecuaciones fraccionarias permite modelar:

Flujo en medios con porosidad variable.
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
Transporte reactivo en acuíferos.

Mezcla y dispersión en procesos químicos.
4.7.2.- APLICACIONES PRÁCTICAS
1. Industria petrolera: Mejora la predicción del desplazamiento miscible en la
recuperación de petróleo.
2. Hidrología: Modela la dispersión de contaminantes en acuíferos complejos.
3. Biomedicina: Describe el transporte de fármacos en tejidos con estructura
fractal.
4. Ingeniería química: Optimiza el diseño de reactores con mezcla fraccionaria.
4.7.3.- MÉTODOS DE SOLUCIÓN
Resolver ecuaciones de flujo fraccional completo requiere métodos numéricos
avanzados, como:

Transformada de Laplace y Fourier para soluciones analíticas.

Métodos de diferencias finitas fraccionarias para soluciones numéricas.

Simulación de Monte Carlo para analizar trayectorias de partículas.
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Conclusión
El comportamiento de los desplazamientos miscibles e inmiscibles tiene un impacto
significativo en la eficiencia de recuperación y transporte de fluidos en diversos
entornos. La comprensión de los mecanismos de disipación y los efectos de
movilidad permite optimizar los procesos, reduciendo pérdidas de energía y
mejorando el rendimiento de aplicaciones industriales. La selección del tipo de
desplazamiento y su correcta implementación dependen de un análisis detallado de
las condiciones del sistema, garantizando así una mayor eficiencia operativa y una
mejor gestión de los recursos.
La aplicación de métodos numéricos avanzados para resolver ecuaciones de flujo
fraccional ha demostrado ser fundamental en diversos campos, como la industria
petrolera, la hidrología, la biomedicina y la ingeniería química. En la industria
petrolera, la mejora en la predicción del desplazamiento miscible ha optimizado la
recuperación de petróleo, aumentando la eficiencia y reduciendo costos de manera
significativa. Este avance no solo ha permitido extraer mayores volúmenes de
petróleo, sino que también ha contribuido a una industria más sostenible y
respetuosa con el medio ambiente.
El uso de la transformada de Laplace y Fourier, los métodos de diferencias finitas
fraccionarias y la simulación de Monte Carlo han sido cruciales para obtener
soluciones analíticas y numéricas precisas, así como para analizar trayectorias de
partículas en estos sistemas complejos. La integración de estas técnicas ha
resultado en avances significativos en la comprensión y manejo de procesos
fraccionales, destacando la importancia de la interdisciplinariedad y la innovación
en la investigación científica y tecnológica.
La aplicación de métodos numéricos avanzados ha tenido un impacto profundo en
diversos campos, mejorando la eficiencia de procesos y contribuyendo al desarrollo
de tecnologías más sostenibles y respetuosas con el medio ambiente. Estos
avances subrayan la importancia de seguir invirtiendo en investigación y desarrollo,
así como en la formación de profesionales capacitados para enfrentar los retos del
futuro con creatividad y rigor científico.
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Referencias Bibliograficas

https://prezi.com/znv_9qdoxp5e/inyeccion-de-co2/

https://ingenieraenpetroleo.blogspot.com/2013/09/tipos-dedesplazamiento.html

https://es.scribd.com/presentation/377604200/u-4-Teoria-Del-FlujoFraccional-4

https://es.scribd.com/document/518295886/218345579-Definicion-de-FlujoFraccional

https://es.scribd.com/presentation/348494106/DESPLAZAMIENTOSMISCIBLES-IDEALES

https://es.scribd.com/document/689265903/DISIPACION-ENDESPLAZAMIENTOS-INMISCIBLE

https://es.scribd.com/document/387197271/Desplazamiento-Inmiscible

https://oilproduction.net/files/Parte_05_Reservorios_Lucio_Carrillo___Inmis
cible.pdf

https://es.scribd.com/document/463703247/RSM-Unidad-4-eficiencia-dedesplazamiento

https://chatgpt.com/c/67e3300f-3f2c-800b-b1dd-c193cc78553b
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