Desplazamiento pistón con fugas

En este caso el petróleo remanente tiene cierta movilidad y ocurre flujo de dos fases en la zona invadida donde la saturación de petróleo es mayor que la residual. Cuando el fluido desplazante llega a los pozos productores se siguen produciendo cantidades variables de petróleo.

Desplazamiento pistón sin fugas

Ocurre cuando el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad. En esta zona la saturación del Ruido desplazante es máxima y la del petróleo es la residual. Cuando el fluido desplazante llega a los pozos productores, se dice que se ha producido la ruptura.

Tipos de desplazamiento

Como se observa en la Figura 4.1, el desplazamiento de dos fluidos inmiscibles en el medio poroso puede ser de dos tipos: • Pistón sin fugas
• Pistón con fugas

Figura 4.1. Tipos de desplazamiento. 

En ellos se distinguen dos fases: La fase inicial o antes de la ruptura, la cual es responsable de casi toda la producción del fluido desplazado y donde el fluido producido no contiene fluido desplazante. 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 camino de flujo.

Desplazamiento de fluidos inmiscibles

Introducción

El petróleo crudo 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 de un fluido asociado al petróleo como el gas, o por la acumulación de otros fluidos como el agua. Este proceso, mediante el cual un fluido pasa a ocupar el lugar de otro en un medio poroso, se conoce como desplazamiento. Generalmente los fluidos desplazantes son el agua y el gas, y el desplazado es el petróleo. 

Además del desplazamiento de petróleo por el 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 por agua o por 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. 

En operaciones de recuperación secundaria cuando se inyecta agua o gas en los yacimientos de petróleo, también ocurren desplazamientos inmiscibles. Para que exista el desplazamiento es necesario que el fluido desplazante disponga de más energía que el desplazado. A medida que se inyecta el primero, se va formando un frente de separación y se comienzan a distinguir dos zonas en el yacimiento: una no invadida, donde se va formando un banco de petróleo debido al petróleo que es desplazado hacia adelante. Detrás de ese banco se tiene la zona invadida, formada por el fluido inyectado (agua o gas) y el petróleo remanente.

Referencias bibliográficas

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Problemas - II

7. Describa paso a paso y presente un ejemplo numérico ilustrativo del procedimiento para calcular una curva promedio de kw / kQ vs Sw para un yacimiento. 

8. Presente un resumen sobre los diferentes métodos de obtener curvas de presión capilar en el laboratorio y su conversión a condiciones de yacimiento. Indicar el procedimiento detallado en cada caso. 

9. Construya las curvas de permeabilidades relativas y determine sus características principales. Use las siguientes ecuaciones:

10. Elabore un resumen sobre las ecuaciones empíricas para determinar permeabilidades relativas a dos y tres fases, indicando en cada caso la forma como fueron obtenidas y en qué condiciones son aplicables. Presentar algunos ejemplos de cálculos.

Problemas - I

1. Calcule la tensión superficial del agua a 77°F si 9C =38, el radio del capilar es 100/tm y la altura de la columna de agua es 12 cm. 

2. Calcule el gradiente de presión, bp / L, a través de un capilar recto cuyo diámetro es de 0,004 pulgadas, para flujo de agua a una tasa típica de yacimiento de 1 pie/día. Considere la viscosidad del agua igual a 1 cp. 

3. Calcule el gradiente de presión, Ap / para flujo de petróleo (viscosidad 10 cp) a una tasa de flujo intersticial de 1 pie/día. La roca tiene una permeabilidad de 250 md y una porosidad de 0,20. 

4. Calcule la presión inicial de desplazamiento para empujar una gota de petróleo a través de un poro que tiene un radio de 6,2 /xm. Suponga que el ángulo de contacto es cero y la tensión interfacial (TIF) es 25 dinas/cm. Exprese su respuesta en dinas/cm2 y en Ipc. ¿Cuál sería el gradiente de presión en Ipc/pie si la longitud de la gota es de 0,01 cm? 

5. Considere el desplazamiento de petróleo por agua en un solo poro de radio r, a una velocidad de 1 pie/día. La longitud del poro es de 0,02 pulgada; la viscosidad, 1 cp; la tensión interfacial, 30 dinas/cm y el ángulo de contacto, cero. Calcule la diferencia de presión, pA-pB, para diferentes valores de r. 

6. Los siguientes datos de permeabilidades relativas son los resultados obtenidos de una serie de pruebas de laboratorio para un yacimiento de petróleo (Nótese que la permeabilidad base es la permeabilidad al aire).

Estos datos indican que la saturación de agua irreducible en el yacimiento es 25%. Los registros de pozos y análisis de núcleos sugieren que la saturación de agua irreducible es 15%. Ajuste estos datos de permeabilidades de tal forma que representen la saturación del 15% y presente los mismos en forma normalizada en una escala de cero a uno.