Profesor: Alexis Gammiero

Alumna: Liseth Lopez

Fecha 11/03/2011

Introduccin Caractersticas de espumaMontaje experimental y metodologa Resultados

Conclusiones

La inyeccin de gas puede ser usada como mtodo de recobro mejorado en yacimientos de crudo voltiles ya que puede arrastras los componentes ms livianos contenidos en l

sin embargo hay un problema ya que en las formaciones contenedoras de hidrocarburo existen heterogeneidades por presencia de fracturas o por zonas de alta condicin de saturacin de fluido mvil y ofrecen una mayor movilidad a travs de estas

entonces por tendencia natural los fluidos prefieren las trayectorias que ofrezcan menor resistencia al flujo de ellos a travs del medio poroso, este fenmeno es denominado como canalizacin.

Como solucin a este problema se ha implementado el uso de espumas, algunos estudios han buscado entender el comportamiento del flujo de la espuma y su aplicacin en los procesos de flujo de gas.

Lopera y al, mostraron que la espuma es eficiente para desviar el flujo de gas de una muestra de roca de alta permeabilidad, en la cual se ha formado espuma insitu,

esta muestra est conectada en flujo paralelo con una muestra de baja permeabilidad, entonces la espuma acta como un fluido divergente permitiendo que el gas se canalice hacia otras zonas donde no penetraba por efecto del flujo preferencial.

La clula unitaria de la espuma es una burbuja, esta puede estar en la superficie o en el seno del liquido, la ubicacin y la forma de burbuja permite clasificar la espuma como esfrica o polidrica.

En la espuma esfrica, las burbujas estn en el interior del liquido, donde las presiones externas o internas son las mismas, por lo que el sistema esta en equilibrio. Las espumas polidricas pueden ser considerado como el resultado del resbalamiento del liquido a travs de la espuma esfrica, estas espumas estn formadas por clulas de gas separadas una de las otras por finas laminas liquidas.

Espuma esfrica

Espuma polidrica

Calidad

es el volumen de gas expresado en fraccin o porcentaje del volumen total de la espuma, las espumas con una calidad igual o mayor a 90%, se les considera espumas secas.

Textura

es el tamao promedio de las burbujas que constituyen la espuma, la textura determina como fluir la espuma en medio permeable: si sta es mucho menor que el dimetro poral, la espuma fluye como burbujas dispersas en los canales de los poros si la textura es mayor que el dimetro del poro, fluye como una progresion de laminas que separan burbujas indiviales de gasRango del tamao de las burbujas: Puede ser considerado como un parmetro para la calificar la estabilidad de las espumas. Si el rango de distribucin del tamao de las burbujas es muy amplio, es muy probable que la espuma sea inestable.

Estabilidad o Persistencia de las Espumas: Tambin llamada durabilidad, la estabilidad de las espumas puede ser entendida al ver una pelcula de lquido separando burbujas de gas.

1) Preparacin y evaluacin de fluidos y muestras Prueba de estabilidad a 100C y P. Atmosferica

Preparada con agua y se observa por 7 diasRealizar ensayos para verificar la compatibilidad con los fuidos del yac. Estas pruebas se realiza n para que no exista una reaccion indeaseable

2)Estudio de canalizacion de gas sobre un nucleo

Se realizo un experimento a condiciones de yacimiento 185F y 1500lpc Garantizar que la fractura este totalmente cerrada, y una variacin de K.

Se disea una trampa de fluidos.Para evaluar la espuma se trabajara a condiciones de fractura abierta Este estudio se realizo a dos escenarios de saturacin Antes y despus de una restauracin de humectabilidad.

Se usa crudo recombinado, combinacin de crudo tomado en superficie, con gas para llevarlo a condicin de yacimiento.Mantener el rango de humectabilidad que se encuentra en el yacimiento.

Curva de recobro de crudo vs volumen poroso inyectado Se inyecta gas para desplazar crudo a condiciones de agua residual y fractura cerrada, luego se realiza a fractura abierta generando la espuma en la fractura recobro a FC es de 60% de Vp, ya FA es de 70% del volumen poroso

Curva de recobro de crudo vs volumen poroso inyectado Se inyecta gas para desplazar crudo a condiciones de saturacion residual de petroleo, con la fractura cerrada se obtiene 60% de liquido del vp y con fractura abierta se obtiene el 72%.

El recobro adicional de crudo es mayor cuando el sistema es mojado por agua. Usar la espuma en las fractura soluciona el problema de canalizacin del gas.

En general se recomienda el uso de la espuma como agente divergente, dado que el aumento en el recobro fue hasta de 17% del petrleo residual en la matriz.agentes espumantes catinicos son mejores que los dems por demostraron tener mas estabilidad en el tiempo la inyeccin de una solucin espumantes en un medio poroso no consolidado a temperaturas de pozo por encima de la temperatura de burbuja del agua podra disminuir mas el flujo de gas que solo la inyeccin de agua.

L. W. Helm Foam Injection Test in the Siggins Field, Illinois, SPE 2750

Sergio H. Lopera Castro , Alejandro Restrepo & Alonso Ocampo Flrez, Fluidos divergentes como alternativa de recobro mejorado en yacimientos naturalmente fracturados: Un estudio Experimental.

Gutirrez, R. y Martnez, E., 2005. Seleccin y Evaluacin de las Espumas como Alternativa de Recobro Mejorado. Estudio de Laboratorio