Desplazamiento miscible de flujo Ideal

Integrantes

-Alexis García Arias -Alexis León Xicoténcatl -Everardo Magaña Méndez -Estrella Ámbar Ramón de la O -Julio Cesar Madrigal Soberanes -Francisco Alejandro Alarcón Salgado

Contenido Introducción

Disipación en desplazamientos miscibles ideales

Teoría del flujo Fraccional

  Conclusión

IntroducciónLa energía natural que permite

el desplazamiento de los fluidos en el yacimiento, no permite una recuperación total de los hidrocarburos en el reservorio, permitiendo una importante cantidad de petróleo y/o gas permanezca en el subsuelo.

Disipación en desplazamiento miscible ideales

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Desplazamiento miscibles

El desplazamiento miscible es un mecanismo de recuperación terciaria del tipo no convencional no térmico, éste consiste en inyectar un agente desplazan te completamente miscible con el petróleo existente

Desplazamiento misciblesDesplazamiento Miscible

Tapones Miscible

Gas Enriquecido

Empuje con gas

vaporizanteInyección

Alternada de agua y

gasSolventes

Alcohol, CO2, N2

Tapones Miscibles Se basa en la inyección de algún solvente líquido que es miscible después del primer contacto con el crudo presente en el yacimiento.

El agua se inyecta con el gas en pequeños tapones en forma alternada, esto mejora la movilidad en la interface del tapón de gas. El tapón será líquido si la temperatura del yacimiento se encuentra por debajo de la temperatura crítica (207°F). Por otro lado es necesario que la profundidad del yacimiento esté por encima de los 1600 pies para que no ocurran fracturas en la formación.

Gas Enriquecido Se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano y butano, empujado por un gas pobre y agua. Mientras el gas inyectado se mueve en la formación los componentes enriquecidos son extraídos del gas inyectado y absorbido por el petróleo. Se espera que si el gas inyectado es rico y suficiente, la banda de petróleo enriquecido se vuelve miscible con éste, desplazándose así el petróleo de la delantera.

Empuje con Gas Vaporizante Es un proceso de múltiples contactos que requiere inyección continua a alta presión de un gas pobre como el metano o el etano y se necesitan múltiples contactos entre el petróleo, el yacimiento y el gas inyectado antes de que se forme la zona miscible.

Cabe destacar que la miscibilidad no se alcanza en el pozo sino en un punto mas alejado del punto de inyección, desde unos pocos pies hasta 100 pies antes de que el gas pobre haya vaporizado suficientes cantidades de C2 al C6 para ser miscible.

Inyección alternada de gas y agua Es en realidad una variable de los tapones miscibles. Su función es controlar la inestabilidad del frente de desplazamiento Consiste en inyectar tapones de agua y gas alternadamente, éstos se mueven secuencialmente recorriendo la misma ruta en el yacimiento hacia los pozos productores en cierta relación agua – gas

Inyección de Solventes Su objetivo es mejorar la extracción, disolución, vaporización, solubilización, condensación, pero primordialmente es la extracción, ésta puede lograrse con fluidos solventes como los siguientes: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condesado del petróleo, gas natural, gas natural licuado, CO2, aire, nitrógeno, gases de combustión, entre otros.

Inyección de Alcohol Es un método costoso, sin embargo puede ser aplicado comercialmente. Es de uso limitado ya que inicialmente es miscible con el petróleo y el agua connata, por lo tanto el contenido de alcohol de la zona de mezcla se diluye por debajo del nivel necesario para aumentar la miscibilidad.

Inyección de Bióxido de Carbono Para el recobro del petróleo se prefiere el dióxido de carbono líquido, pero debido a su baja temperatura crítica (88°F) generalmente se encuentra en estado gaseoso. El proceso es similar al empuje por gas vaporizante, pero en este caso se extraen fracciones desde el etano hasta C30.

Este método debe ser usado e yacimientos con crudos desde moderadamente ligeros a livianos (gravedad API > 25°), lo suficientemente profundos como para estar por encima de la presión mínima de miscibilidad.

Inyección de Nitrógeno Para poder aplicar este método se deben cumplir ciertas condiciones, por un lado, el crudo del yacimiento debe: ser rico en fracciones comprendidas entre el etano y el hexano o hidrocarburos livianos, que se caracterizan por tener una gravedad API > 35°, tiene un factor volumétrico alto o la capacidad de absorber el gas inyectado en condiciones de yacimiento y está saturado de metano. Por el otro, el yacimiento debe estar a una profundidad igual o mayor a los 5000 pies, con la finalidad de mantener las altas presiones de inyección (mayores o iguales a 5000 lpc) necesarias para alcanzar la miscibilidad del crudo con el nitrógeno sin fracturar la formación.

Teoría del Fluho

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iw

qw

qo

qprod

La fracción del petróleo inicial en sitio que será desplazado de la porción del yacimiento contactado por el agua, está determinada por la eficiencia de desplazamiento. Ahora se asumirá que las eficiencias areal y vertical a la ruptura del agua son iguales a 1, y que la saturación de gas es despreciable, de tal manera que el énfasis estará en la determinación de la eficiencia de desplazamiento ED. De acuerdo con lo anterior, se utilizarán modelos de flujo lineal para el estudio del mecanismo de desplazamiento de fluidos inmiscibles.

swc

sor

Flujo Fraccional

El caudal de agua en cualquier distancia del yacimiento y en particular para la zona del agua es:

Esta fórmula también se puede expresar de la siguiente manera:

De forma similar el gradiente de presión para la fase de aceite es:

0.00694w sen

w dskw A dpwqw 0.001127

0.00694 senqw w

0.001127k Ads

dpww

w

0.00694 senq o o

0.001127k Ads

dp o

oo

Ecuación de Flujo Fraccional

referencia a lo largo de la dirección del flujo (ft)

Kw, ko= Permeabilidades efectivas al agua y al

petróleo (mD) A= Área transversal del

yacimiento (ft2)

w, o = Densidad del agua y del petróleo a condiciones de yacimiento (lb/ft3)

= Angulo medido entre la horizontal (eje X positivo) y la dirección del flujo (º)

Donde:

qo= Caudal de petróleo (bbl/día)

qw= Caudal de agua (bbl/día)

Po= Presión en la fase de aceite (psia)

Pw= Presión en la fase de agua (psia)

o= Viscosidad del petróleo (cP)

w= Viscosidad del agua (cP)

s= Distancia al punto de interés en

el yacimiento, medido desde un punto de

Ecuación de Flujo Fraccional

Convención para flujo inclinados

Flujo hacia arriba Flujo hacia abajo

s

Ecuación de Flujo Fraccional

Esta fórmula también se puede expresar de la siguiente manera:

Recordando que la presión capilar fue definida como:

Pc Po Pw

Entonces:

Pc Po Pw

s s s

La tasa de producción total del yacimiento es igual a la suma de las tasas de agua y aceite, y esto es equivalente a la tasa de inyección de agua.

qt qo qw iw

)sen 0.00694(qw w qo o

s 0.001127k A 0.001127k A

Pcw o

w o

1

Ecuación de Flujo Fraccional

Por lo tanto, la fracción de agua esta definida como:

La fracción de agua se denomina con frecuencia corte de agua, así mismo la fracción de aceite o corte de aceite es:

Integrando las ecuaciones 2 y 3 en la ecuación 1 resulta la siguiente ecuación de flujo de agua en un punto, s, en un sistema de flujo lineal, denominada comúnmente como ecuación de flujo fraccional o corte de agua:

w

qw qw

wo

f w iq q

1.0 fw

w

qoo if

2

3

k rw1 w ro o

w oA pc

o iw L1 0.001127 ko

w k

0.00694( )sen f

Ecuación de Flujo Fraccional

Conclusiones Término general para procesos de inyección que introducen gases miscibles en el yacimiento. Un proceso de desplazamiento miscible mantiene la presión del yacimiento y mejora el desplazamiento del petróleo debido a que se reduce la tensión interfacial entre el petróleo y el agua. El efecto de la inyección de gas es similar a la de un drenaje por gas disuelto.

El desplazamiento miscible es una rama importante de los procesos de recuperación de petróleo mejorada. Los gases inyectados incluyen gas licuado de petróleo (LPG), como el propano, metano a alta presión, metano enriquecido con hidrocarburos ligeros, nitrógeno a alta presión y dióxido de carbono [CO2] en condiciones del yacimiento adecuadas de temperatura y presión. El fluido más comúnmente utilizado para el desplazamiento miscible es el dióxido de carbono porque reduce la viscosidad del petróleo y es menos costoso que el gas licuado de petróleo. El desplazamiento miscible también se denomina drenaje por gas miscible, drenaje miscible o inundación miscible.

La ecuación de flujo fraccional es muy importante debido a que hace posible la determinación de las tasas relativas de flujo de agua y de petróleo en un sistema de flujo poroso.

Si se cuenta con la información suficiente, es posible utilizar la Ecuación de flujo fraccional para calcular la fracción de agua fluyendo a través del yacimiento en función de la saturación de agua.

Cuando se grafica esta información como fw vs. Sw en un papel cartesiano forma lo que es conocido como la curva de flujo fraccional.

Conclusiones