domingo, 14 de julio de 2013

Propiedades de las rocas y de los fluidos - III


El término tensión superficial se utiliza usualmente para el caso específico donde la superficie de contacto es entre un líquido y su vapor o aire; así, por ejemplo, la ten- sión superficial del agua en contacto con su vapor y a la temperatura ambiente, es de 73 dinas/cm. Si la superficie es entre dos líquidos inmiscibles, se usa la expresión tensión interfacial (TIF); así, la TIF entre el agua y los hidrocarburos puros varia entre 30 y 50 dinas/cm, mientras que en las mezclas de hidrocarburos será menor, dependiendo de la naturaleza y complejidad del líquido. Ambas tensiones varían fuerte- mente según la temperatura. Una de las formas más simples para medir la tensión de superficie de un líquido es usando un tubo capilar, tal como se muestra en la Figura 3.4. Cuando un tubo capilar de radio r se coloca en un recipiente con agua, ésta se elevará en el capilar a una cierta altura h, como resultado de las diferentes fuerzas que actúan a través de la curvatura del menisco. En condiciones estáticas, la fuerza que genera la tensión superficial se balanceará con ia fuerza de gravedad que actúa sobre la columna de fluido, es decir:

donde res el radio del capilar, cm; h, la elevación del agua dentro del capilar, cm; pu,, la densidad del agua, g/cm3; p„, la densidad del aire, g/cm3;g, la constante gravitacional, 980 crn/seg2 y 9f, el ángulo de contacto entre el agua y el tubo capilar. Resolviendo esta ecuación para obtener una expresión de la tensión, resulta:
Así, si se puede medir el ángulo 0t (a través del líquido) y la altura de la columna de fluido para un determinado radio de capilar, entonces se puede determinar la tensión de superficie.

sábado, 13 de julio de 2013

Propiedades de las rocas y de los fluidos - II

Una superficie libre de un líqui- do se ilustra en la Figura 3.2, donde A, B y C representan moléculas del lí- quido. Las moléculas como A, que se encuentran en la parte más baja de la superficie, en promedio, son atraí- das igualmente en todas direcciones por las fuerzas de cohesión y su mo- vimiento no tiende a ser afectado por ellas. En cambio, las moléculas B y C, que se encuentran en la interfase agua-aire, o cerca de ella, si lo están: una fuerza tiende a bajar las moléculas y a que se mantengan dentro del líquido, mien- tras que la superficie actúa como una membrana tensa que tiende a reducirse lo más posible. Esta fuerza de tensión se cuantifica en términos de tensión de superficie, a, y es la fuerza que actúa en el plano de la superficie por unidad de longitud. Esta tensión de su- perficie se puede visualizar en la Figura 3.3, donde una fuerza normal F se aplica a la superficie líquida de longitud L. Liquido Figura 3.2. Posición de las moléculas con respecto a una superficie libre de un líquido (se- gún Green y Willhite1).
Esta fuerza de tensión se cuantifica en términos de tensión de superficie, a, y es la fuerza que actúa en el plano de la superficie por unidad de longitud. Esta tensión de superficie se puede visualizar en la Figura 3.3, donde una fuerza normal F se aplica a la superficie líquida de longitud L. Aire La fuerza por unidad de longitud, F/L, requerida para crear un área superficial adicional es la tensión superficial, la cual se expresa usualmente en dinas/cm y se relaciona con el trabajo requerido para formar la nueva área de superficie. Si se supone que la fuerza F en la Figura 3.3 se mueve una distancia dx, se crea una nueva superficie en la cantidad Ldx. El trabajo realizado se expresa por:
donde: Fes la fuerza aplicada a la superficie, dinas; ¿, la longitud sobre la cual se aplica esta fuerza, crn; a, la tensión interfacial, F í L, dinas/cm; y dA, la nueva área superficial, Ldx, cm2. Así, el trabajo realizado para crear la nueva área superficial es proporcional a a. Por lo tanto, odA, también representa un término de energía de superficie.

viernes, 12 de julio de 2013

Propiedades de las rocas y de los fluidos - I

Un requisito para entender el comportamiento del desplazamiento inmiscible de un fluido por otro es conocer las propiedades de las rocas yacimiento, en especial, las relativas al flujo de dos o más fases. 
1. Fuerzas capilares 
1.1. Tensión superficial e interfacial 
Cuando dos fases inmiscibles coexisten en un medio poroso, la energia de su- perficie relacionada con las interfases de los fluidos influye en su saturación, distri- bución y desplazamiento. Como se muestra en la Figura 3.1, el agua y el petróleo coexisten en el yacimiento a pesar de que éste no haya sido invadido con agua. Aun en el caso de que el agua sea inmóvil, las fuerzas interfaciales pueden tener influen- cia en los procesos de flujo subsiguientes. Si el yacimiento ha sido invadido con agua o tiene la influencia de un acuífero, las saturaciones de agua serán altas y la fase agua será móvil1.

jueves, 11 de julio de 2013

Referencias bibliográficas

1. API: Histoiy of Petroleum Englneering, Dallas. Texas (1961).
2. Carll, J.F. The Ceology of the OilRegions of Warren. Venango, Clarion andBuller Counties,
Pennsylvania, 2" Geoiogical Survey of Pennsylvania (1880). III, 1875-1879.
3. Fellke, C.R.: Tfte Brudford Oil Finid, Pennsylvania and New York, BulL M. 21, Pennsylvania
Geoiogical Survey. Foorth Series (1938) 298-301.
A. Sweeny, A.F.., Jr.: A Stm<ey ofSerondary-Recovery Operations and Melhods F.mployed in the
United States, Interstate Oil Compact Commisslon, trabajo presentado en la Reunión de Illi-
nois, Oil and Gas Assn. (Abril 11.1957).
5. Clark, N.J.: Hlements of Petroleum Resen>oirs, SPE Henry L. Doherly Series, Dallas, TX
(1969).
6. Frick. Th.C. y Taylor, R.W.: Petroleum Production Handbooh. McGraw HUI Book Company,
Inc.
New Yortc (1962) II.

7. Fercer. J.: Mantenimiento de Presión por Inyección de Gas, Tesis de Grado, Escuela de Pe-
tróleo, Facultad de Ingenieria, Universidad del Zulia (1961).

miércoles, 10 de julio de 2013

Aplicaciones en Venezuela - IV

Desde el inicio de su desarrollo en 1958 hasta 1963, el yacimiento produjo por agotamiento natural una tasa inicial de 66 MBNPD limpios. Para 1963 se inicia un pro- yecto de recuperación secundaria mediante la inyección de agua en la parte baja de la estructura, la cual fue reforzada en 1968 con la inyección de gas en el tope de la misma. La máxima producción alcanzada fue de 77 MBPPD. La producción acumulada de flui- dos hasta diciembre de 2000 es 560 MMBN de petróleo, 1.033,4 MMMPC de gas y 99,7 MMBN de agua. Actualmente produce a razón de 13 MBNPD con un corte de agua de 50%. En cuanto al comportamiento de la inyección, se inició con 25 MBAPD y posterior- mente fue reforzada con 75 MMPCD de gas. 
Debido al déficit en la disponibilidad del gas se Ita ido sustituyendo la inyección de gas por la de agua. La inyección acumulada hasta diciembre del 2000 es 433,6 MMBA y 429,2 MMMPCG; y la Inyección promedio, de 78 MBPD de agua y 2,5 MMPCD de gas. Actualmente se está llevando a cabo un programa de rcingcnicría, el cual tiene como objetivo la reorientación de la inyección por región y por subunidad. Para ello se está realizando un diagnóstico de la situación y un pronóstico del comportamiento, mediante la revisión del vaciamiento y de la eficiencia volumétrica de reemplazo. 
Es importante destacar que la producción actual del yacimiento está asociada al proyecto de recuperación secundaria, debido a que por declinación natural el mismo hubiese alcanzado ya su límite económico. Hasta la fecha se han logrado recuperar 560 MM de barriles de petróleo, de los cuales 102 MM se asocian al proyecto de recuperación se- cundaria. Paralelamente, desde el año 2000, está en progreso un proyecto piloto: el Labora- torio Integral de Campo (LIC), con el objetivo de evaluar el proceso de inyección alter- nada de agua y gas (WAG: del inglés Water Altemating Gas), como método de recupe- ración mejorada, con el cual se espera mejorar el factor de recobro. 
El arreglo tiene for- ma hexagonal y está conformado por 5 pozos productores, un pozo observador y un In- yector doble. Debido al grado de complejidad estructural y a las heterogeneidades estratigráfi- cas del yacimiento C-2, se ha generado un avance irregular de los frentes de inyección de gas y agua que conlleva la formación de regiones y subunidades con diferentes nive- les de presión. Así, se tienen subunidades con presiones que se encuentran entre 2.700 y 3.500 Ipc, variando entre una y otra unos 100 a 300 Ipc; y otras, con presiones entre 1.800 a 2.500 Ipc, prácticamente uniformes en todas ellas. En abril de 2001, la presión promedio del yacimiento fue de 2.700 Ipc.

martes, 9 de julio de 2013

Aplicaciones en Venezuela - III

2. Inyección alternada de agua y gas en el yacimiento C-2, VLE 305 
EJ yacimiento C-2.VLE-305 ubicado en el centro del lago de Maracaibo, está con- formado por las parcelas pertenecientes al Bloque V del Campo Lamar. Fue descubier- to en noviembre de 1958 con la perforación del pozo LPG-1403; posteriormente fue perforado el pozo VLE-305, comprobándose que ambos pozos pertenecían al mismo yacimiento, con una presión inicial de 5.500 Ipc al datum (12.600 pies). Este yacimiento de hidrocarburos es el más grande e importante del Bloque V/LAMAR, con un POES de 1.527,4 MMBN. Contiene un crudo de 31 "API, inicialmente subsaturado, 2.500 Ipca por encima de la presión de burbujeo. La estructura está constituida por dos sistemas de fallas, uno Norte-Sur que forma parte del sistema de fallas Lama-lcotea y otro de dirección No- roeste-Sureste. El área está dividida en bloques, en los cuales se observan pliegues cónicos (anticlinales y sinclinales). El nuevo modelo, basado en interpretación de la sís- mica 3D, introduce cambios al modelo anterior especialmente hacia la zona central. El yacimiento C-2 se ha subdividido en cuatro subunidades (C-20, C-21, C-22 y C-23), las cuales están constituidas por una secuencia de areniscas con intercalaciones de lutitas.

lunes, 8 de julio de 2013

Aplicaciones en Venezuela - II

Casos de campo en Venezuela 
Venezuela como país petrolero tiene un larga historia de aplicaciones de inyección de agua y de gas, sólo por referencia se mencionan algunos de los casos más rele- vantes: 
1. Inyección de agua y gas en el yacimiento BACH-02 en el lago de Maracaibo □ yacimiento BACH-02 posee un espesor neto de arena 235 pies, volumen de roca 5.768.418 acres-píes, porosidad 29,9%, saturación de petróleo inicial 75,5%, factor de merma 0,93 y permeabilidad 1.650 md, área productiva 22.673 acres, crudo de 15 °API, POES 9.079 MMBN, factor de recobro final 29,5%, siendo 20,3% primario y 9,2% secunda- rio, con reservas totales de 2.678 MMBNP de las cuales las primarias son 1.842 MMBNP, 836 MMBN secundarias y las reservas remanentes son 1.041 MMBNP. 
La presión inicial del yacimiento fue 2.215 Ipca a 4.000 pies y se han utilizado como métodos de produc- ción el levantamiento artificial por gas (LAG) y el bombeo electrosumergible (BES). Los mecanismos de producción del yacimiento son: empuje por gas en solución, compactación y empuje hidráulico. El yacimiento ha sido sometido a inyección de agua y gas, así como a inyección alternada de vapor usando pozos verticales, horizon- tales e inclinados. Se han completado 1.162 pozos en el yacimiento de los cuales 539 permanecen activos con una producción a finales del año 2000 de 71,9 MBPD y una re- lación agua-petróleo del 42,2%. 
El yacimiento ha producido 1.649 MMBNP y 994 MMMPCN de gas. La inyección de agua por flancos se inició en julio 1967 con el objetivo de mante- ner la presión, con una presión inicial de 1.200 Ipca y una presión actual de 900 Ipca. La inyección de gas en la cresta de la estructura se inició en junio 1968, utilizándose 277 MMMPCN de gas con una presión inicial de 1.200 Ipca, pero fue suspendida por falta de disponibilidad de gas. En este yacimiento también se ha aplicado inyección alternada de vapor para es- timular alrededor de 200 pozos horizontales, verticales e inclinados, con éxitos varia- bles. Actualmente se ha iniciado un estudio de simulación numérica para determinar los mejores planes de explotación donde se evaluará la inyección de agua incluyendo el uso de arreglos. Esta experiencia de inyección de agua, gas y vapor en un yacimiento grande con petróleo relativamente pesado, ha sido excelente y por tanto merece citar- se como ejemplo.