Aumentar el número capilar - gráfica

Aumentar el número capilar

En 1969, Taber, señala todas las implicaciones del número capilar sobre la disminución del petróleo residual. Después, otros autores han presentado correlaciones entre estas dos variables, tal como la reportada por Hagoort que se muestra en la Figura 9.6. Se observa que a medida que aumenta el número capilar, disminuye la saturación de petróleo residual; esto se logra reduciendo la viscosidad del petróleo o aumentando el gradiente de presión, y, más aún, disminuyendo la tensión interfacial. 

En sus primeros trabajos, Reed mostró que la saturación de petróleo residual se disminuye significativamente sólo cuando se alcanzan tensiones interfaciales muy bajas, en el orden de 10*2 dinas/cm. Taber también notó que un valor crítico deAp/aL tiene que ser excedido para causar una reducción dé la saturación de petróleo residual, concluyendo que la tensión interfacial debe reducirse por un factor alrededor de 1.000 para asegurar una ganancia significativa en la recuperación de petróleo. 

Esto es factible en condiciones de laboratorio, pero es extremadamente difícil en condiciones de campo. Nótese también que si la tensión interfacial es cero, el número capilar se vuelve infinito, y la interfase entre el fluido desplazante y el fluido desplazado desaparece. En otras palabras, el petróleo se desplaza misciblemente y en estas condiciones la eficiencia de desplazamiento será 100% en aquellos poros donde el fluido desplazante contacte el petróleo. 

Se ha observado que la recuperación de petróleo está dominada por la razón de movilidad y el número capilar; así mismo, que un cambio en la tensión interfacial podría afectar la presión capilar y, por lo tanto, las permeabilidades efectivas y, finalmente, a MyNc. En realidad, la situación es mucho más compleja debido a las emulsiones, las interacciones roca-fluido y otros factores difíciles de cuantificar (flujo de finos, efecto de temperatura, compactación y otros) que están involucrados en la mayoría de los procesos de EOR. También, la humectabilidad juega un papel muy importante.

Mejorar la razón de movilidad - II

Mejorar la razón de movilidad - I

La razón de movilidad, Af, generalmente se define como la movilidad de la fase desplazante, \Dt dividida entre la movilidad del fluido desplazado, Xd. Este factor influ- ye en la eficiencia de desplazamiento, esto es, en la eficiencia microscópica de des- plazamiento del petróleo dentro de los poros. En efecto, si M > 1, el fluido desplazan- te, por ejemplo agua en una inyección de agua, se mueve más fácil que el fluido des- plazado, el petróleo. 

Esto no es deseable, porque el fluido desplazante fluirá, sobre- pasando al fluido desplazado y, como consecuencia, producirá un desplazamiento ineficiente, fenómeno conocido como canalización viscosa. Para que ocurra un des- plazamiento óptimo, debe darse M < 1, relación definida generalmente como razón de movilidad favorable. Si M > 1, significa que se debe inyectar más fluido para alcan- zar una determinada saturación de petróleo residual en los poros.
Como por ejemplo, para el caso simple de una inyección de agua, la recuperación de petróleo se puede representar en función de la razón de movilidad y los volúmenes de fluido inyectado, tal como se presenta en la Figura 9.5. Igual que la eficiencia de desplazamiento, tan- to la eficiencia de barrido areal como la de conformación (o eficiencia de barrido ver- tical) decrecen a medida que la razón de movilidad aumenta. En otras palabras, si el fluido desplazante fluye más rápidamente que el petróleo, el desplazamiento es inefi- ciente también desde un punto de vista macroscópico.

La definición de M se vuelve complicada y arbitraria en el caso de los métodos de EOR, los cuales son más complejos que una inyección de agua, aunque los conceptos básicos se mantienen válidos. Nótese que, aun en el caso de una inyección de agua, existen tres formas de definir M, dependiendo de cómo sea definida la permeabilidad de la fase desplazante.

La razón de movilidad se puede mejorar bajando la viscosidad del petróleo, aumentando la viscosidad de la fase desplazante, aumentando la permeabilidad efectiva al petróleo y disminuyendo la permeabilidad efectiva de la fase desplazante. Por esa razón, es más conveniente hablar en termino de movilidades. Los diferentes métodos de EOR ayudan a lograr uno o más de estos efectos.

Objetivos de la aplicación de los métodos EOR

Después de la producción primaria y, posiblemente, de la inyección de agua, una cierta cantidad de petróleo, denominada petróleo remanente, queda en la roca yacimiento y permanece irrecuperable. Teóricamente en una roca humectada por agua, todo el petróleo puede ser desplazado por la fase mojante (agua) si el gradiente de presión es suficientemente alto. En la práctica, el petróleo desplazado dependerá de la cantidad de agua que se haya inyectado, de la velocidad y, también, de la razón de movilidad.

Características ideales de un proceso EOR - IV

Por ejemplo, según Green y Willhite, en una inyección de agua donde S# es 0,60, y S„ es 0,30, la magnitud de estas eficiencias será:

Asi, para una inyección de agua típica, el recobro de petróleo o eficiencia de des- plazamiento total está en el orden de un tercio. Sin embargo, éste no es un valor univer- sal: algunos yacimientos tendrán un recobro mayor o menor, dependiendo de las ca- racterísticas del petróleo y del yacimiento. El resultado, no obstante, indica que una cantidad significativa de petróleo residual queda en la zona barrida del yacimiento des- pués de una inyección de agua, debido a dos factores: primero, una saturación de pe- tróleo residual que permanece en sitios barridos por el agua; segundo, una gran por- ción del yacimiento que no es contactada por el agua inyectada y el petróleo no es des- plazado de estas regiones a los pozos productores. Además, algo de petróleo de la zona barrida puede ser desplazado a las zonas no barridas, lo cual aumenta la saturación de petróleo en estas zonas. Es deseable en los procesos EOR que los valores de ED y Ev y, consecuentemen- te, r, se aproximen a I. Un proceso EOR ideal podría ser uno donde el primer tapón desplazante remueva todo el petróleo de los poros contactados por el fluido -►()), y en el cual el fluido desplazante contacte el volumen total del yacimiento y desplace el petróleo hacia los pozos productores. 

Un segundo tapón de fluido usado para desplazar el primer tapón podría comportarse en una forma similar, desplazando el primer tapón eficientemente, tanto macroscópica como microscópicamente. 

Como se ha visto, el desarrollo de un fluido desplazante mágico o de fluidos con propiedades que proporcionen estos resultados y que sean económicos es un objetivo muy difícil. Muchas reacciones entre el fluido desplazante y el petróleo conducen a un desplazamiento eficiente (bajo Sw). Las mismas incluyen: miscibilidad entre los fluidos, disminución de la tensión interfacial entre los fluidos, expansión volumétrica del petróleo y la reducción de la viscosidad del petróleo.

Localización de los laboratorios Integrados de campo en el oriente de Venezuela

Localización de los laboratorios Integrados de campo en el oriente de Venezuela (según Moritis).