Ecuación de flujo fraccional - IV

Multiplicando numerador y denominador del segundo miembro de la ecuación

En este caso, las permeabilidades deben expresarse en darcy, las viscosidades en centípoise, el área en pies, la tasa de inyección en BPD, el gradiente de presión capilar

Ecuación de flujo fraccional - III

Considerando la arena preferencialmente mojada por agua, puede establecerse por definición de presión capilar:

Considerando que las condiciones de flujo son las correspondientes al flujo continuo o estacionario, la tasa de inyección total es igual a la suma del flujo de cada fase, por lo tanto:

Ecuación de flujo fraccional - II

Como se desea modelar el flujo de dos fluidos inmiscibles a través del medio poroso, se aplicará la ley de Darcy generalizada para cada uno de los fluidos, resultando las siguientes ecuaciones:

Ecuación de flujo fraccional - I

El desarrollo de esta ecuación se atribuye a Leverett4 y para deducirla, se considera un desplazamiento tipo pistón con fugas, en el cual el fluido desplazado es el petróleo y el desplazante es agua.

Sea el caso general de una formación homogénea con permeabilidad k y porosidad , saturada con petróleo y agua connata, sometida a la inyección de fluidos a una tasa q,. Tal como se muestra en la Figura 4.3, la formación se encuentra inclinada un cierto ángulo, a, con respecto a la horizontal y tiene una longitud L y un área seccional A.

Teoría de desplazamiento o de Buckley y Leverett

La teoría de Buckley y Leverett para estudiar el desplazamiento de un fluido no humectante por otro humectante o viceversa, fue presentada inicialmente en 1941, pero no recibió mucha atención sino hasta los últimos años de la década de los cuarenta. Dicha teoría considera dos fluidos inmiscibles: desplazante y desplazado, y su desarrollo se basa en el concepto de permeabilidades relativas y en la idea de un desplazamiento tipo pistón con fugas; esto significa que existe una cantidad considerable de petróleo que queda detrás del frente de invasión debido a la superficie irregular que presenta el medio poroso. La teoría de un desplazamiento tipo pistón es sin duda una simplificación en el caso de un yacimiento sujeto a un barrido lineal, ya que si bien es cierto que detrás del frente existe una región de flujo de dos fases, esta región es a menudo de extensión limitada y su influencia resulta insignificante, pues representa menos del 5% del volumen poroso.

La mayor limitación de esta teoría es que se aplica a un sistema lineal, como es el caso cuando ocurre un empuje natural de agua, una inyección periférica de agua o una expansión de la capa de gas; pero esto no es lo que sucede en muchos de los arreglos de pozos existentes en las operaciones de recuperación secundaria que no podrían simularse en una sola dimensión. Sin embargo, usando el concepto de eficiencia de barrido, se pueden utilizar algunas técnicas que permiten extender estos cálculos a sistemas no lineales.

La teoría de desplazamiento, además de suponer flujo lineal y continuo de dos fases, también supone la formación homogénea, con una saturación de agua connata constante a lo largo del yacimiento; igualmente se consideran constantes la tasa de inyección y el área perpendicular al flujo. Por último, supone que, para que existan condiciones de equilibrio, la presión y temperatura del yacimiento también deben permanecer constantes.

Aunque esta teoría puede aplicarse al desplazamiento de petróleo con gas o agua, en sistemas humectados por petróleo o por agua, en la deducción de las ecuaciones básicas sólo se considerará el desplazamiento de petróleo con agua en un sistema humectado preferencialmente por el agua, en cuyo caso, la presión de desplazamiento debe ser mayor que la presión de burbujeo. 

La formulación matemática de la teoría desarrollada originalmente por Leverett, permite determinar la saturación de la fase desplazante en el frente de invasión en el sistema lineal. Posteriormente, Welge realizó una extensión que permite calcular la saturación promedio de la fase desplazante y la eficiencia de desplazamiento; además, determinó la relación que existe entre la saturación de la fase desplazante en el extremo de salida del sistema y la cantidad de agua inyectada a ese tiempo.

Posterior a la ruptura

Durante esta etapa, la producción de agua aumenta a expensas de la producción de petróleo. El recobro gradual del petróleo detrás del frente se obtiene solamente con la circulación de grandes volúmenes de agua. Durante esta fase final de inyección, el área barrida aumentará y esto puede proveer suficiente producción de petróleo para justificar la continuación de la inyección. 

El proceso finalizará cuando no sea económico. Finalmente, al llegar la etapa de agotamiento de la inyección de agua, la porción inundada del yacimiento contendrá únicamente petróleo residual y agua. La Figura 4.2d muestra la distribución final de saturación de los fluidos después que concluye la inyección de agua.

Ruptura

Cuando se alcanza el llene, el avance del frente continúa, pero la tasa de producción de petróleo aumenta y eventualmente es igual a la tasa de inyección de agua (en términos de volúmenes de yacimiento). Si la saturación de agua inicial de la formación es menor que la requerida para fluir, la producción del petróleo durante esta fase estará libre de agua. El comienzo de una producción significativa de agua es el signo de que se ha producido la ruptura del frente de agua en el pozo. La Figura 4.2c muestra las saturaciones de los fluidos en el momento en que se alcanza la ruptura.