Simulacin de Yacimientos

Simulacin de Yacimientos

Desplazamiento de Fluidos en el Reservorio, Principios de Welge y Ecuaciones de Flujo Fraccional

1. DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS EN EL RESERVORIO, PRINCIPIOS DE WELGE Y ECUACIONES DE FLUJO FRACCIONAL 2. ABSTRACT

Los reservorios de empuje por agua, son los reservorios en la cual una porcin significante de la extraccin volumtrica es reemplazada por influjo de agua durante su vida productiva.

El influjo total y las tasas del influjo son gobernadas por las caractersticas del acufero junto con el comportamiento del contacto original reservorio/acufero. Casi siempre no se dispone de datos de la roca del acufero, pero en el caso de disponer de suficiente historia de presin y de produccin, las propiedades del acufero pueden ser inferidas y ser usadas para estimar el efecto futuro del acufero sobre el comportamiento del reservorio.

La energa natural que permite el desplazamiento de los fluidos en el reservorio (energa natural existente en los fluidos del reservorio), no permite una recuperacin total de los hidrocarburos en el reservorio, permitiendo que una importante cantidad de petrleo y/o gas permanezca en el subsuelo. Los mtodos desarrollados involucran el mantenimiento de la presin de un reservorio a travs de la inyeccin de algn fluido, que incremente la energa natural. Segn Cole, el incremento del factor de recuperacin de debe a los factores siguientes

La inyeccin de agua es el mtodo preferido debido a disponibilidad de agua, relativa facilidad con que el agua es inyectada, facilidad con que el agua se esparce a travs de formaciones mojables al petrleo y eficiencia del agua para desplazar al petrleo.

La distribucin del agua, petrleo y gas en el espacio poroso para cualquier nivel de saturacin en el reservorio est determinada por caractersticas de mojabilidad de la roca y tensin interfacial entre las fases inmiscibles

El modelo de desplazamiento inmiscible, uno de los ms simples conocido como la Teora de Avance Frontal, fue desarrollado inicialmente por Buckley & Leverett y posteriormente reformulado por Welge. Este modelo fue derivado para sistemas continuos y lineales.3. RECURSOS

La miscibilidad para reservorios de petrleo se define como la condicin fsica entre dos o ms fluidos que les permitir mezclarse en todas las proporciones sin la existencia de una interface. Por otro lado, si una cantidad de fluido se adiciona a otro, y si se forma dos fases fluidas, los fluidos son considerados inmiscibles y existe una tensin interfacial entre las fases.

El petrleo pesado no tiene habilidad para salir por si mismo de los poros de la roca del yacimiento en los cuales se encuentra, ms bien sale por el empuje que puede generar la acumulacin de un fluido inmiscible, como lo es el agua o el gas. A este proceso se le conoce comodesplazamiento de fluidos inmiscibles. Generalmente los fluidos desplazantes son el gas y el agua, y el desplazado es el petrleo.

En un reservorio por empuje de agua, existe un desplazamiento gradual del petrleo por el avance del agua del acufero que es inmiscible con el petrleo. La produccin de fluidos del reservorio origina un gradiente de presin a travs del contacto agua/petrleo que causa que el acufero invada el reservorio de petrleo.

Una situacin similar ocurre en un reservorio con capa de gas. A medida que se produce hidrocarburos, la presin del reservorio se reduce lo cual resulta en una expansin del volumen de la capa de gas. El resultado es el desplazamiento del petrleo por el gas inmiscible. Otros desplazamientos inmiscibles ocurren en operaciones de recuperacin mejorada tal como inyeccin de agua o gas.

Dems esta decir que, para que exista desplazamiento es necesario que el fluido desplazante disponga de mas energa que el desplazante.

TIPOS DE DESPLAZAMIENTO

En un medio poroso el desplazamiento de dos fluidos inmiscibles puede ser dos tipos:

1. Pistn sin fugas:ocurre cuando el petrleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad.

2. Pistn con fugas:en este caso el petrleo remanente tiene movilidad y ocurre flujo de dos fases en la zona invadida donde la saturacin de petrleo es mayor que la residual

La figura anterior presenta los tipos de desplazamiento, en ellos se distinguen dos fases: la fase inicial o antes de la ruptura, que es donde el fluido producido no contiene fluido desplazante; y la fase subordinada o despus de la ruptura, que es donde existe produccin de ambas fases (desplazada y desplazante).MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO

El desplazamiento de un fluido por otro es un proceso de flujo continuo, ya que las saturaciones de los fluidos cambian en el transcurso del tiempo. Esto causa modificaciones en las permeabilidades relativas, en las presiones y en las viscosidades de las fases.

Cuando se tiene un yacimiento homogneo el desplazamiento por inyeccin de agua se divide en las etapas que se muestran en el grfico:

1. Condiciones iniciales

Se supone un yacimiento con presin actual menor a la de burbujeo, donde existe una fase de gas presente, la cual tambin se supone uniforme a travs del yacimiento.

2. La invasin a un determinado tiempo

La presin del yacimiento aumenta mientras ocurre la inyeccin de agua, dicha presin es mayor alrededor de los pozos inyectores y declina hacia los productores. A medida que ocurre la invasin parte del petrleo se desplaza hacia adelante para formar un banco de petrleo. El banco de agua se forma detrs del de petrleo, junto con el petrleo residual.

3. Llene

Todo el gas que no est atrapado se desplaza de la porcin inundada del yacimiento antes de que se produzca el petrleo, esto es conocido como llene, y es necesario que la acumulacin de agua inyectada sea igual al volumen del espacio desocupado por el gas mvil en el yacimiento para que se pueda lograr el llene.

4. Ruptura

Una vez que se comienza una produccin significativa de agua es signo de que se ha producido la ruptura del frente de agua en el pozo.ESTIMACIN DEL DESPLAZAMIENTO

TEORA DE DESPLAZAMIENTO

Se define como el proceso mediante el cual un fluido pasa a ocupar el lugar de otro fluido en un medio poroso, en el caso de un proceso de inyeccin de agua, el petrleo es desplazado por el agua y conforme pasa el tiempo se sigue incrementndose la saturacin promedio de agua en el yacimiento.

Principio de Welge

El mtodo de Welge (1952) permite obtener la saturacin promedio de agua, detrs del frente de choque, Sw. Con ese fin, se integra la distribucin de la saturacin de agua en la distancia, Sw (x). La saturacin de agua promedio, se puede obtener integrando a lo largo del reservorio la distribucin de las saturaciones de agua entre dos puntos.

En realidad, x1=0, entrada al medio poroso. Integrando y despejando se tiene:

Esta es la ecuacin de Welge. Se la aplica para hallar la saturacin de agua a la salida (en el pozo productor), en el breakthrough o luego de ste.

Ecuacin de flujo fraccional La ecuacin de flujo fraccional en un proceso de desplazamiento de fluidos inmiscibles de inyeccin de agua se define como el caudal de agua dividido para el caudal total durante el proceso.

La ecuacin de flujo fraccional es una relacin muy importante debido a que hace posible la determinacin de las ratas relativas de flujo de petrleo y agua en cualquier punto en un sistema de flujo en un medio poroso. Incorpora todos los factores que afectan la eficiencia de desplazamiento de un proyecto de inyeccin de agua; esto es, propiedades del fluido, propiedades de la 37 roca, rata de flujo, gradiente de presin, y propiedades estructurales del reservorio. Se tiene la siguiente expresin matemtica.

Si se expresa en unidades de campo y en valores de permeabilidades relativas se tiene:

Existen muchas situaciones donde se obtiene poca informacin disponible para evaluar el gradiente de presin capilar. En otros casos, el efecto de la presin capilar es despreciable.

Si se asume que los efectos de la gravedad son despreciables:

EFECTO DE LAS VARIABLES DEL RESERVORIO SOBRE LA EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTOLa ecuacin de flujo fraccional permite estudiar el efecto de varias variables del yacimiento sobre la eficiencia de los proyectos de inyeccin. Para tener una alta eficiencia de desplazamiento y, en consecuencia, una inyeccin ms eficiente, se requiere que el flujo fraccional de agua en cualquier punto del yacimiento sea mnimo.

Efecto de la presin capilar Analizando la ecuacin, el efecto de la presin capilar es aumentar . En consecuencia, para la inyeccin de agua convencional o con estmulos vibracionales es deseable disminuir o eliminar el gradiente de presin capilar, lo cual puede realizarse alterando la humectabilidad de la roca o eliminando la tensin interfacial entre el petrleo y el agua.

Efecto de la humectabilidad El desplazamiento de petrleo en una roca humectada por agua es generalmente ms eficiente que en una humectada por petrleo. Esto significa que la curva de flujo fraccional tiene un valor ms bajo a una determinada saturacin de agua.

Efecto de la tasa de inyeccin El efecto de la tasa de inyeccin depende de si el agua se mueve buzamiento arriba o buzamiento abajo. Como el objetivo es minimizar , se observa en la ecuacin de flujo fraccional que la tasa de inyeccin , debe tener un valor bajo. Si el agua se mueve buzamiento abajo, ser mejor inyectar a altas tasas. Desde un punto de vista prctico, la tasa de inyeccin es controlada por la economa del proyecto y por las limitaciones fsicas del equipo de inyeccin y del yacimiento.

Efecto de la viscosidad del petrleo Si se inyecta el agua buzamiento arriba y se consideran insignificantes los efectos de presin capilar, el flujo fraccional aumentar a medida que la viscosidad del petrleo aumenta, lo cual conduce a altos valores, por consiguiente, a que el desplazamiento de petrleo sea menor.

Efecto de la viscosidad del agua si la viscosidad del agua aumenta, el flujo fraccional del agua disminuye y la eficiencia de desplazamiento ser mayor. Este efecto puede alcanzarse, por ejemplo, con la adicin de ciertos polmeros al agua, pero hay que tener en cuenta que un aumento de viscosidad puede disminuir la inyectividad.

Efecto de la gravedad sobre la curva de flujo fraccional Para un sistema no horizontal, con inyeccin de agua en el fondo y produccin en el tope, las fuerzas de gravedad contribuirn a una mayor eficiencia de la recuperacin.4. NOMENCLATURAw, o = Densidad del agua y del petrleo a condiciones de yacimiento (lb/ft3)

oi: Factor volumtrico del petrleo

Po: Presin en la fase de aceite (psia)

Pw: Presin en la fase de agua (psia)

o: Viscosidad del petrleo (cP)

w: Viscosidad del agua (cP)

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

5. CONCLUSIONES

La miscibilidad para reservorios de petrleo se define como la condicin fsica entre dos o ms fluidos que les permitir mezclarse en todas las proporciones sin la existencia de una interface. Efecto de la viscosidad del agua Si la viscosidad del agua aumenta, el flujo fraccional del agua disminuye y la eficiencia de desplazamiento ser mayor Para un sistema no horizontal, con inyeccin de agua en el fondo y produccin en el tope, las fuerzas de gravedad contribuirn a una mayor eficiencia de la recuperacin.

La produccin de fluidos del reservorio origina un gradiente de presin a travs del contacto agua/petrleo que causa que el acufero invada el reservorio de petrleo.

6. Bibliografa

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26-6-2015

Giovanny Vsconez Pgina 3