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.

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.

Ecuación de flujo fraccional - IV

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

Ecuación de flujo fraccional - III

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

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:

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.