sábado, 30 de noviembre de 2013

Eficiencia de desplazamiento

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 determinación de cada uno de tales factores se basa en los procedimientos analíticos y experimentales que se discutieron en el Capítulo 5. En muchos casos se determinan individualmente y, en algunas oportunidades, se combinan dos o más procedimientos con el fin de determinar dos o más factores como uno solo. Por ejemplo, la combinación de la eficiencia de barrido areal y la eficiencia de conformación se determinan como un solo factor con el nombre de eficiencia de barrido volumétrico, Ev; es decir: Ev =EA*Ev.
Los tres factores de eficiencia aumentan a medida que progresa el desplazamiento, por lo tanto cada uno es función de los volúmenes desplazables inyectados; pero este aumento no es continuo, sino que disminuye a partir de la ruptura, o sea, cuando el gas inyectado comienza a llegar a los pozos productores. A partir de este momento, los factores de eficiencia aumentarán en forma cada vez más lenta hasta alcanzar el límite económico del proyecto. Como se mencionó anteriormente, el método de predicción produce mejores resultados cuando la razón de movilidad, es favorable, es decir, cuando es menor de uno, o igual a uno. Este nunca será el caso cuando se inyecta gas a un yacimiento de petróleo, ya que la razón de movilidad será considerablemente mayor que uno. No obstante, la teoría de avance frontal para predecir el comportamiento de la inyección de gas extema es rigurosa en su desarrollo matemático y da las mejores respuestas que cualquier otro método utilizado. 
La influencia de una razón de movilidad adversa en causar canalizaciones o adedamiento del gas se acentúa en yacimientos horizontales, pero se reduce considerablemente en aquellos que tengan una suficiente inclinación fiara que existan los efectos gravitacionales. 
Para estimar la eficiencia de desplazamiento se deben considerar dos etapas:

viernes, 29 de noviembre de 2013

Cálculo de la saturación promedio de gas en la zona invadida por la capa de gas

Analizando la ecuación 6.11 de flujo fraccional, se observa que a una determinada presión, todos los términos del lado derecho de la ecuación son constantes, con excepción de las permeabilidades de los fluidos, las cuales se supone que sólo dependen de la saturación, lo que hace posible calcular y representar los valores de fg vs Sg. Para un desplazamiento de petróleo en un yacimiento inclinado, se observa que, a bajas saturaciones de gas, los flujos fracciónales, fg, calculados serán negativos, como se muestra en la curva punteada de la Figura 6.16. Suponiendo que la saturación de gas dentro de la zona de petróleo es cero, después de calcular y construir la curva de flujo fraccional se traza una línea tangente que pase por el origen, tal como se muestra en la Figura 6.16.
Extrapolando la tangente hasta el punto que intersecta la línea que corresponde a fg =1, se determina la saturación promedio de gas, Sgp, dentro de la zona invadida de la capa de gas. Si dentro de la zona de petróleo existe una baja saturación de gas, entonces la tangente se traza desde el punto (5S = Sgl,fg =0) y no desde el origen. Sgl es la saturación de gas que existe dentro de la zona de petróleo al inicio del desplazamiento. Esto se ilustra en la Figura 6.17.

Saturación del frente de invasión - IV

Aplicando la ecuación 6.14, para valores de S^ S f )de la zona invadida, x^.aun tiempo dado, pueden ser calculadas utilizando la ecuación 6.14. Las derivadas se pueden obtener gráficamente de la curva de flujo fraccional14. Tomando saturaciones de gas entre la del frente Sgf y la máxima (1-5^ -SUK) y aplicando sucesivamente la ecuación 6.14, se puede obtener la distribución de saturación de gas en el yacimiento a un tiempo dado de inyección.

jueves, 28 de noviembre de 2013

Saturación del frente de invasión - III

De acuerdo con lo anterior, la pendiente a la curva de flujo fraccional es la máxima pendiente que se puede trazar a través de los puntos (Sgl,fgl )y (S¡nfgl). Welge también demostró que la saturación promedio de gas a la ruptura detrás del frente de invasión, S , se puede calcular directamente por medio de la ecuación:
En la práctica, la ecuación 6.20 no se utiliza debido a que puede leerse directamente extendiendo la tangente hasta el punto donde fg = 1. Prueba de esto se observa en la Figura 6.14, por medio de los triángulos similares trazados por encima y por debajo del punto de tangencia, como se indica en las áreas sombreadas.

Saturación del frente de invasión - II

donde Sgi es la saturación de gas inicial en el yacimiento, la cual puede ser mayor o igual a Sgc. Welge demostró que esta derivada es igual a:
Lógicamente el frente de invasión avanzará más rápido que los otros planos de saturación para poder mantenerse adelante y, por lo tanto:

miércoles, 27 de noviembre de 2013

Saturación del frente de invasión - I


Buckley y Leverett demostraron que cuando no se considera la zona estabilizada, la ecuación de flujo fraccional toma una forma similar a la mostrada en la Figura 6.12, en la cual se observa que la pendiente a la curva de flujo fraccional es la línea recta que une los puntos (S^J^) y En consecuencia, la distribución de saturación en esta zona se reemplaza por un frente de saturación constante, como se ilustra en la Figura 6.13. Analíticamente, la saturación del frente de invasión se calcula por medio de la siguiente ecuación:

martes, 26 de noviembre de 2013

Ecuación de avance frontal

Esta ecuación desarrollada por Buckley y Leverett se deduce a partir de un balance volumétrico de gas, efectuado sobre el elemento diferencial que se muestra en la Figura 6.10. En la deducción de la ecuación, Buckley y Leverett consideraron un desplazamiento tipo pistón con fugas, es decir, que en la zona invadida están fluyendo simultáneamente las fases desplazante y desplazada. La ecuación resultante, para el caso de desplazamiento de petróleo por gas, es la siguiente:
La ecuación 6.14 permite calcular el avance del frente de gas a un determinado tiempo. La Figura 6.11 ilustra el proceso de desplazamiento descrito por las ecuaciones 6.10 y 6.14 y la distribución de saturación durante la etapa inicial del proceso.
Figura 6.11. Distribución de saturación con distancia durante el proceso de desplazamiento con
gas considerando los efectos capilares (según Frick y Tayloi).

lunes, 25 de noviembre de 2013

Factores que afectan el flujo fraccional de gas - IV

Humectabilidad y presión capilar Las fuerzas de presión capilar tienden a oponerse a las fuerzas de drenaje por gravedad y, por lo tanto, a reducir la eficiencia de desplazamiento. A tasas muy bajas de desplazamiento donde los factores de fricción se hacen insignificantes, la distribución de saturación se puede ción de saturación se puede controlar con el balance de estas fuerzas. Sin embargo, a las tasas de desplazamiento normalmente utilizadas, los efectos capilares y gravitacionales generalmente se consideran insignificantes. Además, como el gas no humecta la roca, se establece un gradiente de succión capilar sobre el petróleo en una dirección opuesta a la dirección de avance del frente que tiende a restablecer una saturación de gas crítica, lo que ocasiona una disminución de la recuperación. La Figura 6.8 representa el efecto de la humectabilidad y presión capilar sobre el flujo fraccional de gas.
Fenómeno de contraflujo Este fenómeno se presenta cuando las fuerzas gravitacionales son mayores que las viscosas y, por lo tanto, el flujo fraccional de gas es menor que cero. Tal como se muestra en la Figura 6.9, cuando el gas se desplaza buzamiento arriba los flujos fracciónales son mayores que uno. Este tipo de contraflujo es desfavorable, ya que el gas se canaliza hacia los pozos productores localizados en la parte superior del yacimiento.

Factores que afectan el flujo fraccional de gas - III

Viscosidad del petróleo A mayor viscosidad del petróleo, el contraste entre el fluido desplazante y desplazado es mayor, lo cual contribuye a la interdigitación viscosa del fluido desplazante a través del petróleo, hste problema es mayor en la inyección de gas que en la de agua, debido a la relación, — » —. La Figura 6.6 ilustra este efecto.
Viscosidad del gas El aumento de la presión de inyección genera un aumento moderado de la viscosidad del gas y permite un desplazamiento más efectivo del petróleo. La Figura 6.7 muestra el efecto de la viscosidad del gas.

domingo, 24 de noviembre de 2013

Factores que afectan el flujo fraccional de gas - II

Tasa de inyección Cuando el gas se inyecta por el tope de la estructura, se mueve buzamiento abajo y el recobro de petróleo se favorece si se inyecta el gas a bajas tasas, ya que en este caso se dispone de más tiempo para que ocurra una eficiente segregación entre las fases, lo cual se traduce en un aumento en la recuperación. Si el gas se mueve buzamiento arriba, se deben utilizar altas tasas de inyección para obtener un mejor desplazamiento del petróleo por el gas. En general, se debe tomar en cuenta que existe un límite económico por debajo del cual el desplazamiento del petróleo resulta antieconómico, por lo que se recomienda una tasa de inyección económicamente atractiva y que no permita la canalización rápida del fluido inyectado hacia los pozos productores. La Figura 6.4 muestra el efecto de la tasa de inyección.

Presión de inyección El efecto de la presión depende del tipo de crudo. En el caso de un petróleo negro, si se inyecta el gas a alta presión (mayor que la del punto de burbujeo), el gas se disuelve en el petróleo y le reduce su viscosidad, y, entonces, el empuje es causado por el gas que no se condensa. En el caso de un crudo volátil, el gas inyectado no solamente se mezcla con el gas detrás del frente, sino que también vaporiza petróleo de esta misma zona y, en consecuencia, el empuje lo causa la vaporización parcial del petróleo residual. En general, tal como se observa en la Figura 6.5, el aumento de la presión desvía la curva de flujo fraccional hacia la derecha, indicando un mejor desplazamiento de petróleo por gas.

sábado, 23 de noviembre de 2013

Factores que afectan el flujo fraccional de gas - I

El método utilizado para evaluar la eficiencia de desplazamiento por gas es similar al usado en el desplazamiento por agua. En todo caso, la alta movilidad del gas con respecto a la del petróleo, hace que dicha eficiencia sea menor, salvo que esté acompañado por una segregación gravitacional considerable. Existen dos condiciones de saturación inicial que se deben analizar: la del gas y la del agua. 
  Saturación de gas inicial Si la excede el valor crítico determinado de la curva de flujo fraccional, no se formará un banco de petróleo y la producción de petróleo estará acompañada por la producción inmediata y continua del gas inyectado.
  Saturación de agua inicial La saturación de agua inicial afecta la cantidad de petróleo sometido a desplazamiento por gas y aparentemente no tiene influencia en la ruptura del gas. Si la satura- ción de agua inicial es móvil, las ecuaciones de desplazamiento no son válidas, ya que existen tres fases fluyendo; sin embargo, es posible realizar aproximaciones, si se consideran el agua y el petróleo como una sola fase, siempre y cuando la determinación de las curvas de permeabilidad relativa como función de saturación se obtenga con núcleos que posean la misma saturación de agua inicial. Otros factores que afectan el flujo fraccional cuando se inyecta gas son: el ángulo de buzamiento, la tasa de inyección, la presión de inyección, la viscosidad del gas y del petróleo, la humectabilidad y presión capilar y el fenómeno de contraflujo.
  Ángulo de buzamiento Si el gas se inyecta buzamiento arriba, la diferencia de densidad entre el gas y el petróleo, Ap= pg -pof es negativa, debido a que el gas en las condiciones del yacimiento es menos denso que el petróleo y el término gApsen a será también negativo y, por lo tanto, la curva de flujo fraccional se desviará a la izquierda, lo que da como resultado recuperaciones de petróleo más bajas. Si el gas se inyecta buzamiento abajo, sen a será negativo y el término gApsena será positivo y,en consecuencia, la curva de flujo fraccional se desviará hacia la derecha, lo que produce mayores recuperaciones de f petróleo. En general, tal como se observa en la Figura 6.3, se puede concluir que mientras mayor sea el ángulo de buzamiento, menor será el flujo fraccional de la fase desplazante, y en consecuencia, mayor será la eficiencia de desplazamiento.

viernes, 22 de noviembre de 2013

Curva de flujo fraccional de gas

Si existe suficiente información del yacimiento es posible usar, según el caso, 1 las ecuaciones 6.10-6.13 para generar la curva de flujo fraccional de gas en función de saturación. A continuación se presenta en la Figura 6.2, una curva típica de flujo t fraccional cuando se inyecta gas.

jueves, 21 de noviembre de 2013

Ecuación de flujo fraccional - IV

La ecuación de (lujo fraccional de gas se simplifica para los casos presentados en la Tabla 6.1.

miércoles, 20 de noviembre de 2013

Ecuación de flujo fraccional - III

Si el petróleo en el yacimiento contiene cierta cantidad de gas en solución, entonces:

martes, 19 de noviembre de 2013

Ecuación de flujo fraccional - II

La densidad del gas en el yacimiento, ps, se expresará luego como gravedad específica relativa al agua, no al aire, y se calcula usando la siguiente ecuación:
Luego, la densidad del gas en condiciones de superficie se calcula por:

Ecuación de flujo fraccional - I

Al igual que en los desplazamientos por agua, la ecuación de flujo fraccional para un desplazamiento de petróleo 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, discutidos en el Capítulo 4. Esta ecuación fue desarrollada con base en las siguientes suposiciones:
1. Flujo lineal y continuo de dos fases. 2. El desplazamiento se lleva a cabo a una presión y temperatura constante. 3. Se aplica sólo cuando el petróleo es desplazado por un agente extemo inmiscible, lo que implica que el desplazamiento se lleva a cabo en condiciones de equilibrio. 4. El agua connata es inmóvil. 5. El avance del gas es paralelo a los estratos de la formación. Suponiendo que sólo están fluyendo el petróleo 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:
donde las tasas de flujo de gas y de petróleo, <7 , y q0, respectivamente, se expresan en condiciones de yacimiento.
Si la ecuación de flujo fraccional se utiliza para describir el desplazamiento de petróleo debido a la expansión de la capa de gas, el fluido desplazante es no mojante y por lo tanto, Pc =pg -pcyAp=pg -pD. En consecuencia, la ecuación de flujo fraccional de gas será la siguiente, teniendo presente que en este caso el gas se inyecta buzamiento abajo:

lunes, 18 de noviembre de 2013

Ecuaciones fundamentales

La discusión del Capítulo 4 también se aplica al desplazamiento de petróleo por empuje de gas; sin embargo, debido a las altas razones de viscosidades petróleo-gas y a las altas relaciones de permeabilidades relativas gas-petróleo, para bajas saturaciones de gas, la eficiencia del desplazamiento por gas generalmente es mucho menor que la eficiencia del desplazamiento por agua, a menos que el desplazamiento por gas esté acompañado por una segregación gravitacional considerable. 
Esta es básicamente la causa de bajas recuperaciones en yacimientos producidos por el mecanismo de empuje por gas en solución. El efecto de segregación gravitacional en yacimientos de petróleo con empuje hidrostático es de ordinario de mucha menor importancia, debido a mayores eficiencias de desplazamiento y a menores diferencias en las densidades petróleo-agua, mientras que lo contrario es generalmente cierto en sistemas gas-petróleo. Welge demostró que es posible omitir las fuerzas capilares en ambos casos. La aproximación de un sistema lineal a la teoría de avance frontal provee un modelo exacto para el caso de inyección en la capa de gas. Este modelo, que se detalla a continuación, es aplicable a un proceso inmiscible donde el desplazamiento está ocurriendo en un sistema homogéneo lineal de espesor neto constante, similar al mostrado en la Figura 6.1.
Adicionalmente, el método modela sistemas horizontales con inyección periférica y empuje en línea. Mientras no se especifique, la aproximación será directamente aplicable a una expansión de la capa de gas.

domingo, 17 de noviembre de 2013

Mecanismos de desplazamiento

La inyección de gas dentro del yacimiento puede aumentar la tasa de flujo de petróleo debido a los siguientes mecanismos4: 1. Reducción de la viscosidad 2. Aumento de la energía del yacimiento 3. Eliminación de depósitos sólidos 4. Vaporización
  1. Reducción de la viscosidad El gas inyectado se disuelve en el petróleo crudo y reduce su viscosidad y, por lo tanto, la resistencia al flujo cerca del pozo de inyección también se reduce. De esta manera, se forma un banco de petróleo de menor viscosidad alrededor del pozo. Sólo se requieren reducciones moderadas para lograr los beneficios de este mecanismo, pero, para que esto ocurra, la eficiencia del contacto del gas inyectado y el petróleo debe ser buena. 
  2. Aumento de la energía del yacimiento El gas inyectado aumenta la energía del yacimiento, efecto transitorio que dura sólo un corto tiempo, lo cual puede ser el principal efecto cuando los períodos de inyección de gas son cortos. 
  3. Eliminación de depósitos sólidos La tasa de flujo de petróleo aumentará al eliminar, del pozo inyector o de las zonas adyacentes del yacimiento, los depósitos sólidos de hidrocarburos, como los asfáltenos. Hay que tener en cuenta, sin embargo, que el flujo de petróleo se reducirá como consecuencia del aumento de la saturación de gas. 
  4. Vaporización En algunos casos este mecanismo puede ser el causante de que se produzcan cantidades adicionales de petróleo por recuperación secundaria: una porción del petróleo contactado por el gas seco inyectado se vaporiza y se mueve hacia los pozos productores en la fase de vapor.

sábado, 16 de noviembre de 2013

Inyección de gas

1. Introducción 

La inyección de gas en yacimientos petrolíferos ha sido una técnica empleada desde finales del siglo XIX con propósitos de recuperación secundaria. La idea de usar gas para mejorar la productividad de los pozos de petróleo fue propuesta por Dinsmoor en 1864', quien más tarde, en 1891, al inyectar gas proveniente de una arena en otra, logró doblar la producción de petróleo; posteriormente, en 1895, combinó la represurización de gas con el uso de bombas de vacío en los pozos de petróleo. Se considera que ésta fue la primera vez que se utilizó un compresor en operaciones de inyección de gas.
A diferencia de la inyección de agua donde solamente ocurre un desplazamiento inmiscible, en el proceso de inyección de gas puede darse, tanto un desplazamiento miscible como un desplazamiento inmiscible. Este capítulo sólo tratará lo relativo al desplazamiento inmiscible de petróleo. 
La inyección de gas en un yacimiento de petróleo se realiza bien sea denfro de la capa de gas si ésta existe o, directamente, dentro de la zona de petróleo. Cuando existe una capa de gas originalmente en el yacimiento, o cuando se ha ido formando una por segregación durante la etapa de producción primaria, el gas inyectado ayuda a mantener la presión del yacimiento y hace que el gas de la capa entre en la zona de petróleo y lo empuje hacia los pozos productores. Si la inyección se realiza en un yacimiento sin capa de gas, el gas inyectado fluye radialmente desde los pozos inyectores y empuja el petróleo hacia los pozos productores. 
El gas que se inyecta es, generalmente, un hidrocarburo. Se ha intentado inyectar aire, pero tiene varias desventajas: corrosión en los pozos, oxidación del petróleo y riesgos de explosión, entre otros. También, se inyecta N2 en lugar de gas natural por resultar más económico, aun cuando es menos eficiente.

viernes, 15 de noviembre de 2013

Referencias bibliográficas

  1. Craig, F.F., Jr.: The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding, Monograph Series, SFE, Richardson, TX (1971) 3. 
  2. Ferrer, J.: Notas sobre Métodos de Predicción de la Recuperación Secundaria de Petróleo por Inyección de Agua, Escuela de Petróleo, Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia (1970). 
  3. Smith, J. y Cobb, W.: Waterflooding Notebook, Willlam M. Cobb & Associates, Inc., Lubbock, Texas (1992). 
  4.  Craíg, F., Geffen, T. y Morse, R.: Olí Recoveiy Performance of Pattem Gas or Water Injection Operations from Model Tests, Trans., AIME (1955) 204, 7-15. 
  5. Rose, S.C., Buckwalter, J.F. y Woodhall, R.J.: The Design Engineering Aspects of Waterfloo- ding, Monograph Series, SPE, Richardson, TX (1989) II. 
  6. Scientific Software Intercomp (SSI): Notebook of Improved Oit Recovery by Waterflooding and Gas Injection, Denver (1981). 
  7. Muskat, M. y Wyckoff, R.: A Theoretical Analysis of Waler-flooding Networks, Trans., AIME (1934) 107,62-76. 
  8. Prats, M.: The Breakthrough Sweep Efficiency of a Staggered Line Drive, Trans., AIME (1956) 207,361. 
  9. Smith, C.: Mechanics ofSecondary OH Recovery, Reinhold Publlshing Corporation, New York (1966). 
  10. Willhite, G.P.: Waterflooding, Textbook Series, SPE, Richardson, TX (1986) 3. 
  11. Muskat, M.: Physical Principies of Oi¡ Production, N.Y. McGraw-Hill Book Company, Inc. C1949). 
  12. Ramey, H. y Nabor, G.: A Blotter-Type Electrolytic Model Determination of Area) Sweeps in Oil Recovery by in-situ Combustión, Trans., AIME (1954) 201,119. 
  13. Aronofsky, J.: Mobility Ratio-lts Influence on Flood Pattems during Water Encroachment, Trans., AIME (1952) 195, 15-24. 
  14. Bradley, H., Hellcr, J. y Odeh, A.: A Potentiometric Study of the Effects of Mobility Ratio on Reservoir Flow Pattems, SPEJ (Sept. 1961) 125-129.

jueves, 14 de noviembre de 2013

Problemas - II

2. Un yacimiento que ha sido invadido con agua, presenta la siguiente información:
Espaciamiento, acres     20
Porosidad, %             18
Factor volumétrico del petróleo, BY/BN    1,27
Permeabilidad relativa al petróleo
delante del frente de invasión, fracción  0,75
Permeabilidad relativa al agua
detrás del frente de invasión, fracción   0,30
Tasa de inyección, BPD  250
Espesor, pies            25
Saturación de petróleo inicial, fracción  0,65
Saturación de petróleo residual, fracción 0,35
Viscosidad del petróleo, cp 6,50
Viscosidad del agua, cp 0,65


Calcule:

a. la recuperación a la ruptura para un arreglo en línea directa y para un arreglo de 5 pozos.

b. la recuperación y el tiempo necesario para alcanzarla, cuando se ha inyectado un volumen equivalente a 2 volúmenes de petróleo desplazable.

Problemas - I

1. Dada la siguiente información sobre las propiedades de las rocas y de los fluidos:
Ángulo de buzamiento, grados 0
Saturación de agua connata, %    23
Saturación de petróleo, % 70
Saturación de gas inicial, % 7
Saturación de gas crítica, % 5
Porosidad, %            22
Viscosidad del petróleo, cp 8,3

Viscosidad del agua, cp 0,33

Determinar:
a.   La razón de movilidad para un proyecto de inyección de agua para los casos:
a.l. avance tipo pistón sin fugas
a.2. avance tipo pistón con fugas
b.   La eficiencia de barrido areal después de la ruptura si VD - 1,5, para arreglos en línea directa, alterna, 5 pozos y 7 pozos.

miércoles, 13 de noviembre de 2013

Eficiencia de barrido volumétrico, Ev - VII

c. Efecto de la tasa de flujo: La eficiencia de barrido volumétrico está influencia- da por las fuerzas viscosas, capilares y gravitacionales. Las primeras resultan del gradiente de presión, y, por lo tanto, son proporcionales a la tasa de flujo. En una roca preferencialmente mojada por agua, las fuerzas capilares producen imbibición en los poros más pequeños o estratos menos permeables dentro del yacimiento. En rocas preferencialmente mojadas por petróleo, las fuerzas capilares petróleo-agua tienden a repeler el agua inyectada de los poros más pequeños llenos de petróleo. 
Durante la etapa de llene de una inyección de agua, las zonas menos permeables del yacimiento se resaturan de petróleo, como resultado de las fuerzas capilares gas-petróleo y, también, por el aumento de la presión en la zona de petróleo. Las fuerzas gravitacionales, que dependen de la diferencia de densidades entre el petróleo y el agua del yacimiento, actúan para atraer el agua inyectada a la porción más baja del yacimiento. 
En yacimientos donde la permeabilidad no es uniforme, el agua inyectada se mueve preferentemente en las zonas de más alta permeabilidad. En una roca preferencialmente mojada por agua, las fuerzas capilares hacen que se produzca imbibición hacia las zonas adyacentes menos permeables, mientras que las fuerzas de gravedad, siempre presentes, actúan para llevar el agua inyectada hacia el fondo del yacimiento.
En las rocas mojadas por agua, las fuerzas capilares pueden ser eficientes para desplazar el petróleo de las partes menos permeables del yacimiento. Con tasas de inyección más reducidas, se dispone de mayor tiempo para la imbibición en el frente de invasión y detrás de él. La tasa de imbibición dependerá directamente del grado de preferencia de mojabilidad de la roca al agua. 
El grado de segregación por gravedad depende de la tasa: mientras menor sea la tasa de inyección de agua, más severa será la tendencia del agua a correr por debajo del petróleo. En esta forma, se produce una ruptura temprana del agua y se requiere un mayor volumen de agua inyectada para producir el petróleo recuperable, y, como consecuencia, una relación agua-petróleo de producción más elevada. Hay que considerar, además, que la permeabilidad y el movimiento vertical de los fluidos también influyen sobre el grado de segregación por gravedad.
La información publicada por Craig y col., indica que se requieren cambios significativos en las tasas de inyección para lograr pequeñas modificaciones de la eficiencia de barrido volumétrico, resultantes de la segregación por gravedad.

martes, 12 de noviembre de 2013

Eficiencia de barrido volumétrico, Ev - VI

La Figura 5.32 presenta los resultados para un sistema uniforme lineal. Se observa que el grado de segregación por gravedad del fluido inyectado, medido en función de la eficiencia volumétrica a la ruptura, depende de la relación que existe entre las fuerzas viscosas y las fuerzas gravitacionales. En esta figura se observa además que al aumentar la tasa de inyección, el barrido volumétrico es mayor.
Figura 5.32. Eficiencia de barrido volumétrico a la ruptura en un sistema uniforme lineal (según Goddin y col.).
La Figura 5.33 presenta el efecto de las fuerzas de gravedad para un arreglo de 5 pozos. En este caso, la relación que existe entre las fuerzas viscosas y las fuerzas gravitacionales se obtiene por la siguiente ecuación:
Figura 5.33. Eficiencia de barrido volumétrico a la ruptura para un sistema de 5 pozos
(según Green y Wlllhite).
donde q, está en BPD, \id en cp, k en md, Apen g/cm3 y la distancia y en pies. Craig y col.40 también estudiaron los efectos de la gravedad sobre un modelo estratificado de 5 pozos. Las capas tenían un contraste máximo de permeabilidad de 50 a 1 y estaban en continua comunicación de flujo, por lo que podría ocurrir el flujo cruzado. Obtuvieron los mismos resultados colocando la máxima permeabilidad en la parte superior o en la inferior y concluyeron que la recuperación de petróleo está afectada en mayor grado por la estratificación que por las fuerzas de gravedad.

lunes, 11 de noviembre de 2013

Eficiencia de barrido volumétrico, Ev - V

La Figura 5.31 presenta un gráfico similar, pero considerando un yacimiento con una saturación inicial de gas del 20%. En este caso se supone que el gas entra en solución durante el llene; si la razón de movilidad disminuye, se observa que el barrido volumétrico a la ruptura aumenta con la presencia de gas. b. Fuerzas de gravedad: 
La segregación por gravedad ocurre cuando las diferencias de densidad entre el fluido desplazante y desplazado son lo suficientemente grandes para inducir una componente vertical en el flujo del fluido, aun cuando la principal dirección de flujo sea un plano horizontal; por ello, cuando se inyecta un fluido más denso que el petróleo como es el caso del agua, ésta tiende a moverse preferencialmente en la base de las formaciones. Ev a la ruptura es función de un grupo adimensional denominado razón viscosidad-gravedad.

Eficiencia de barrido volumétrico, Ev - IV

Por otra parte, la Figura 5.30 presenta la eficiencia de barrido volumétrico en el momento de la ruptura para un arreglo de 5 pozos, inicialmente lleno de líquido, como función de la razón de movilidad (Af) y de la variación de permeabilidad (V). Esta figura indica que el principal efecto de M sobre la eficiencia volumétrica a la ruptura, ocurre en el rango de 0,1 < M < 10. Además, como era de esperarse, la eficiencia de barrido volumétrico a la ruptura disminuye rápidamente al aumentar el coeficiente de variación de permeabilidad, V.
Figura 5.30. Eficiencia de barrido volumétrico a la ruptura, para un arreglo de 5 pozos;
no existe saturación inicial de gas (según Craig).

domingo, 10 de noviembre de 2013

Eficiencia de barrido volumétrico, Ev - III


En la Figura 5.29 se observa que el índice de inyectividad, //, decrece rápidamente hasta el momento en que ocurre el llene. Después del llene, la inyectividad permanecerá constante si M = 1, aumentará si M > 1 o disminuirá si M < 1. En esta figura también se observa que los cambios más fuertes ocurren al comienzo de la invasión, mientras que son menos pronunciados durante las etapas finales de la invasión. En la práctica, se ha observado que en campos agotados, el uso de tiempos cortos de inyección puede dar como resultado tasas de inyección óptimas, las cuales no pueden mantenerse durante la mayor parte de la invasión.

Eficiencia de barrido volumétrico, Ev - II

Las zonas continuarán siendo circulares alrededor del pozo de inyección hasta que los radios de los bancos de petróleo alcancen una distancia cercana al 70% de la distancia entre inyector y productor. Muskat define el índice de inyectividad por medio de la siguiente ecuación:

sábado, 9 de noviembre de 2013

Eficiencia de barrido volumétrico, Ev - I

Se define como la fracción del volumen total del yacimiento (o del arreglo) que es invadido o entra en contacto con el fluido desplazante, es decir, el cociente entre el volumen invadido y el volumen total del yacimiento. Esta eficiencia se calcula a partir de la cobertura con la cual ocune la invasión vertical (debido fundamentalmente a la estratificación) y de la cobertura areal (debido básicamente al arreglo y espaciamiento de los pozos). Así, se tiene entonces:
La eficiencia de barrido volumétrico también se expresa como:
La Figura 5.27 ¡lustra la eficiencia de barrido volumétrico a un tiempo t de invasión. Además de la movilidad de los fluidos del yacimiento existen otros factores que afectan la eficiencia de barrido. La forma como estos factores afectan esta eficiencia es como sigue:

a. índice de inyectividad: Muskat en sus estudios de variación de la inyectividad para un sistema radial, observó que existe una relación funcional entre la inyectividad, M, y la posición del frente de invasión. Consideró el sistema radial que se muestra en la Figura 5.28, donde se observa que en los comienzos de una inyección de agua y antes de que ocurra el llene, ambas, la zona de agua y de petróleo alrededor del pozo de inyección, son radiales.

viernes, 8 de noviembre de 2013

Eficiencia de barrido vertical, Ev - III

d. Flujo cruzado entre capas: Goddin y col.38 llevaron a cabo un estudio numérico sobre el flujo cruzado entre capas. Analizaron los efectos de las fuerzas viscosas y capilares en un sistema bidimensional de dos capas, preferentemente mojado por agua. Variaron M entre 0,21 y 0,95 y concluyeron que la recuperación de petróleo, para el caso de flujo cruzado, es intermedia entre la conespondiente a un yacimiento uniforme y la de un yacimiento estratificado sin flujo cruzado, tal como se ilustra en la Figura 5.26.
Figura 5.26. Efeclo del flujo cruzado y de la heterogeneidad del yacimiento sobre la recuperación de petróleo (según Craig').

jueves, 7 de noviembre de 2013

Eficiencia de barrido vertical, Ev - II

b. Razón de movilidad: Al aumentar la razón de movilidad disminuye la eficiencia de barrido vertical, Figura 5.25.
c. Volumen de fluido inyectado: La eficiencia de barrido vertical aumenta con el volumen de fluidos inyectados y, por lo tanto, con el tiempo.

miércoles, 6 de noviembre de 2013

Eficiencia de barrido vertical, Ev - I

Debido, principalmente, a la heterogeneidad del yacimiento, sólo una fracción del área vertical del yacimiento es contactada por el fluido desplazante. Esta fracción, referida al área vertical total del yacimiento, se denomina eficiencia de barrido vertical.
La eficiencia de barrido vertical también se denomina eficiencia de conformación o intrusión fraccional. La Figura 5.24 ilustra este concepto. Entre los factores que afectan la eficiencia de barrido vertical se tienen: 
a. Heterogeneidad del yacimiento: Para estudiar el efecto de la heterogeneidad del yacimiento sobre la eficiencía de barrido vertical, se utiliza el parámetro estadístico V definido por Dykstra
, el cual asigna a las permeabilidades dentro de cada estrato una distribución log-normal; así kx es la permeabilidad al porcentaje de 50% y kM, es la permeabilidad al 84,1%. Es decir, un yacimiento perfectamente homogéneo tiene una variación de permeabilidad igual a cero, mientras que un yacímiento totalmente heterogéneo tendrá una variación de 1. Si no existen datos disponibles, se puede suponer un valor típico de V = 0,7 para muchos yacimientos. Mientras mayor sea la heterogeneidad de los estratos del yacimiento, menor será la eficiencia de barrido vertical,

martes, 5 de noviembre de 2013

Eficiencia de barrido areal después de la ruptura - III

La correlación de Craig, Geffen y Morse también es muy utilizada para determinar la eficiencia de barrido areal después de la ruptura en arreglos de 5 pozos y se presenta en la Figura 5.23. La misma fue desarrollada experimentalmente y requiere conocer la eficiencia areal a la ruptura, (EA , y la razón entre el agua inyectada acumulada, W¡ y el agua inyectada acumulada hasta la ruptura, (W, )br
Figura 5.23. Efecto del volumen de fluido inyectado sobre la eficiencia areal después de la ruptura, para un arreglo de 5 pozos (según Finol y Ferrer).
Esta correlación también puede expresarse por medio de la ecuación:

lunes, 4 de noviembre de 2013

Eficiencia de barrido areal después de la ruptura - II

Figura 5.21. Efecto de la razón de movilidad y el corte de agua sobre la eficiencia areal, para un arreglo de 5 pozos (según Dyes, Caudle y Erickson).

Figura 5.22. Efecto de la razón de movilidad y los volúmenes de fluidos inyectados sobre la eficiencia areal, para un arreglo en línea directa (según Lake).