INDICE1.GENERALIDADES SOBRE MISCIBILIDAD:21.1.Teora del desplazamiento miscible:21.1.1.Generalidades:21.1.2.Fuerzas de tensin interfacial:21.1.3.Fenmeno de Capilaridad:42.REPRESENTACION DEL PROCESO MISCIBLE:43.PROCESO CON BACHE MISCIBLE CON ALTA PRESION73.1.BACHE DE PROPANO:73.2.BACHE DE ALCOHOL:84."INYECCIN DE GAS A ALTA PRESIN"84.1."INYECCIN DE GAS RICO"105.INYECCION DE CO2126.MTODO PARA CALCULAR EL COMPORTAMIENTO DE UN PROCESO DE DESPLAZAMIENTO MISCIBLE.19

LOS PROCESOS MISCIBLES

1. GENERALIDADES SOBRE MISCIBILIDAD:Miscibilidad es el fenmeno fsico que consiste en la mezcla de dos fluidos en todas proporciones sin que se forme entre ellos una interface. Se dice entonces que un fluido es solvente del otro.La miscibilidad se debe a que las fuerzas de atraccin de carcter electroqumico que se ejercen entre las molculas de dos fluidos son iguales o mayores que aqul. Las que actan entre las molculas de un mismo fluido; el proceso de mezcla resultante eliminar la interface original. Una condicin para que dos fluidos sean miscibles. Es que exista cierta afinidad qumica entre ambos; como un ejemplo de estos fluidos se pueden citar la gasolina con el aceite, y de no miscibles, el aceite con el agua. La mezcla no es un fenmeno qumico; no hay reaccin de este tipo.1.1. Teora del desplazamiento miscible:1.1.1. Generalidades:El objetivo del desplazamiento miscible en un proceso de recuperacin secundaria de aceite de un yacimiento es aumentar la eficiencia de desplazamiento en los poros de la roca que son invadidos, mediante la eliminacin de las fuerzas de retencin que actan en todo proceso de desplazamiento con fluidos no miscibles, como lo es el de inyeccin de agua. Estas fuerzas se deben al fenmeno de presin capilar (capilaridad), originando que gran parte del aceite quede entrampado en los poros de la roca almacenante.La presin capilar es la presin diferencial que existe en la interface de 2 fluidos.1.1.2. Fuerzas de tensin interfacial:El nombre de fuerzas de tensin superficial se debe a que en un principio, el fenmeno observado se explic en trminos de una tensin en una membrana elstica aparente, la cual se supona que formaba la superficie libre de cualquier lquido, en realidad, las fuerzas de tensin superficial son el resultado de las interacciones de carcter electroqumico entre las molculas prximas a la superficie de un lquido y se explican mediante la teora de la atraccin molecular que a continuacin se presenta: Cada molcula de un fluido ejerce una fuerza de atraccin o de repulsin sobre sus vecinas en un radio relativamente pequeo, que se denomina limite efectivo de atraccin entre las molculas del lquido y del gas, con el que se encuentran en contacto, es prcticamente nula, existiendo, por consiguiente, una resultante perpendicular dirigida hacia abajo. Este es el fenmeno fsico que se conoce con el nombre de tensin superficial. Las fuerzas de tensin superficial se ejercen en las interfaces entre: Un lquido y un gas Un lquido y un liquido Un lquido y un solido Si la atraccin entre las molculas de un lquido y un slido es mayor o igual que la ejercida entre las molculas del lquido, el ngulo de contacto se aproximar a cero grados, y se dice entonces que el lquido moja al slido; en caso contrario, el ngulo tender a 180 grados, y no habr mojabilidad entre el slido y el lquido. En ambos casos se tiene la manifestacin de las fuerzas de tensin superficial entre lquido y slido.

En el tubo capilar:

1.1.3. Fenmeno de Capilaridad:La existencia de una fuerza resultante normal a cualquier superficie lquida requiere de una fuerza igual y opuesta para que prevalezca una condicin de equilibrio; de ah que en la proximidad de dicha superficie habr una presin interna; la diferencia de presiones en la interface es lo que se ha definido anteriormente como presin capilar, y es directamente proporcional al radio de curvatura de dicha interface. El nombre de presin capilar proviene del hecho de que el fenmeno se puede observar con mayor facilidad en un tubo capilar, ms que en los conductos. De dimetro muy pequeo, como lo son los intersticios de la roca de un yacimiento. A continuacin se describen los mecanismos de desplazamiento con no miscibles, para hacer evidente la ventaja que se obtiene con la aplicacin del proceso ltimo citado.2. REPRESENTACION DEL PROCESO MISCIBLE:En la figura 2 se presentan dos canales de diferente dimetro de un medio poroso; el mayor es obviamente ms permeable. Cabe asentar que todos los medos porosos tienen variaciones en el tamao y en la forma de los intersticios y estas variaciones influyen en el grado de recuperacin de aceite. FIG.2 SATURACIONES ORIGINALES DE AGUA Y ACEITE BAJO CONDICIONES DE EQUILIBRIOBajo el mecanismo de desplazamiento no miscible de empuje por inyeccin de agua, si el ritmo de invasin es suficientemente lento, las fuerzas capilares dan origen a que el agua se mueva ms rpidamente en el canal de menor dimetro, como se muestra en la figura 3; a medida que aumenta la saturacin de agua en el canal mayor, el aceite tiende a adoptar una forma alargada debido a las fuerzas viscosas de arrastre, figura 4; al continuar disminuyendo su dimetro, aumenta la tensin interfacial hasta que se rompe por sus partes ms delgadas, puntos A y B, formando as gotitas de aceite cuyos dimetros son mayores que el que tenan antes de romperse de esta manera dichas gotitas quedan entrampadas, porque las fuerzas interfaciales en este canal se oponen al desplazamiento y llegan a ser mayores que las 'fuerzas de arrastre, dejndose sentir los efectos de curvaturas entre fases y medios, constituyendo una saturacin' residual de aceite, figura 5. El desplazamiento, mediante altos ritmos de inyeccin de agua, sta avanzar ms rpidamente en el canal de Mayor dimetro, quedando tambin aceite entrampado en el conducto menor cuando ha pasado el frente de invasin, figura. 6. Se puede concluir que las fuerzas interfaciales favorecen al desplazamiento en los conductos ms pequeos; pero, el efecto total en un medio poroso, resultante de la accin de estas fuerzas, es una reduccin en la cantidad de aceite recuperado. Si la tensin superficial que existe en la interface fuera reducida, el aceite podra ser desplazado con mayor eficiencia, figura 7; si llegara a ser eliminada, se obtendra tericamente un desplazamiento casi total, como se puede observar en la figura 8. Esta es precisamente la ventaja del desplazamiento miscible, puesto que no existe una interfase entre el fluido desplazante y el desplazado y por consiguiente, no existen fuerzas interfaciales que causen el entrampamiento de aceite, alcanzando tericamente una eficiencia de desplazamiento del 100%. En la prctica, lgicamente no es un desplazamiento total, pero es muy elevado, hasta del orden del 80% mayor en ocasiones. Para 'llevar a cabo el desplazamiento miscible en un yacimiento mediante la inyeccin de un solvente, que normalmente es de costo elevado, es necesario emplear una cantidad mnima del mismo y desplazarlo con un fluido de bajo costo y adems de preferencia, con la .caracterstica de miscibilidad con el solvente. FIG. 3. SI EL RITMO DE INVASION ES SUFICIENTEMENTE LENTO, LAS FUERZAS CAPILARES DAN LUGAR A QUE EL AGUA SE MUEVA MAS RAPIDAMENTE EN EL CANAL DE BAJA PERMEA BILIDAD.

FIG. 4. LA REDUCCION EN LA SATURACION DE ACEITE PRODUCE UN AUMENTO EN LA TENSION INTERFA-CIAL QUE CAUSA LA RUPTURA EN LOS "PUNTOS A y B.

FIG. 5: ACEITE RESIDUAL ENTRANPADO DEBIDO A QUE LAS FUERZAS INTERFACIALES SON MAYORES OUE LAS FUERZAS DE ARRASTRE.

FIG. 6, ACEITE RESIDUAL EN DESLIZAMIENTOS A ALTOS RITMOS DE INVASION.

FIG. 7. REDUCCION DE LA TENSION INTERFACIAL EL ACEITE RESIDUAL ES DESPLAZADO CON MAYOR EFICIENCIA.

cFIG. 8. SE OBTIENE UNA RECUPERACION TOTAL DE ACEITE CUANDO SE ELIMINA LA TENSION INTERFACIAL.

3. PROCESO CON BACHE MISCIBLE CON ALTA PRESION 3.1. BACHE DE PROPANO:Este procedimiento consiste en la inyeccin de un volumen de propano para desplazar, en forma miscible, al aceite de los yacimientos a presiones relativamente bajas; el volumen de propano se desplaza a su vez, con caractersticas miscibles a las mismas condiciones de presin y temperatura, inyectando gas natural. La cantidad de propano inyectado debe ser la mnima necesaria para mantener el desplazamiento miscible del sistema gas natural-propano-aceite, en la porcin del yacimiento proyectada para su explotacin con el procedimiento citado.3.2. BACHE DE ALCOHOL:Este proceso es similar al anterior; en vez de propano se emplea un alcohol miscible con el aceite del yacimiento y con el agua, que es el fluido desplazante del bache de alcohol. El desplazamiento miscible se obtiene a una cierta concentracin de alcohol, que depende de la solubilidad del sistema particular, es decir, del alcohol que se use y de la composicin del aceite, para determinadas condiciones de presin y temperatura. A una concentracin menor que la anterior se pierde el carcter miscible del desplazamiento Y se convierte en un proceso de recuperacin por invasin de agua.4. "INYECCIN DE GAS A ALTA PRESIN"Para que se efecte el desplazamiento miscible del aceite de un yacimiento, mediante la inyeccin de gas natural o de gas proveniente de las plantas de absorcin, es necesario que exista, entre ambos fluidos, determinada cantidad de uno o varios hidrocarburos de tres a seis carbones en su molcula. Estas condiciones se logran inyectando propano previamente al desplazamiento con gas, en 'la forma descrita con anterioridad. Otra manera de obtener el desplazamiento miscible citado es inyectando gas a una presin alta, la cual es funcin, principalmente de la composicin del aceite del yacimiento y de la temperatura del sistema; a mayor concentracin de hidrocarburos intermedios en el aceite, se requiere menor presin de miscibilidad, la cual se define como la presin mnima para que se efecte el desplazamiento miscible. A altas presiones el gas desplazante est bajo saturado con respecto a los hidrocarburos ligeros del aceite; en estas condiciones dichos hidrocarburos son trasferidos al gas de inyeccin (vaporizacin del aceite) que as se convierte en un gas rico en el frente de desplazamiento, con lo que se obtiene la finalidad inmediata del proceso, que es desplazar misciblemente al aceite.La vaporizacin del aceite residual depende de la presin, la temperatura, la volatilidad del aceite y la cantidad de gas inyectado. El volumen de aceite vaporizado aumenta al aumentar cada una de estas condiciones.En la figura 10 se presenta esquemticamente la seccin transversal de un desplazamiento por inyeccin de gas a alta presin; en ella se observa que cierta cantidad de aceite queda entrampado temporalmente, pero que parte de l puede ser desplazado a medida que avanza el frente de invasin.

Fig x: Representacin esquemtica del desplazamiento por inyeccin de gas a alta presin en la parte inferior se muestran las cantidades relativas de hidrocarburos intermedios en las diferentes etapas del proceso. Se conocen con el nombre de componentes intermedios los hidrocarburos de dos a seis carbones en su molcula.En el proceso de inyeccin de gas a alta presin la condicin de miscibilidad en el frente de desplazamiento se desarrolla en el yacimiento segn se ha indicado en prrafos anteriores; pero el fenmeno se verifica hasta que el gas ha avanzado una distancia determinada, por lo que queda aceite residual en la vecindad de los pozos inyectores; ste es el aceite que ha sido despojado de sus hidrocarburos intermedios por el fluido desplazante. Datos experimentales, obtenidos en tres medios porosos de diferentes, longitudes, indican que la distancia requerida para establecer el desplazamiento miscible no es constante, sino que depende en parte, de la propia ndole de los medios porosos.

Una curva basada en la suposicin de que la longitud para establecer la miscibilidad es constante.FIG. xx. Aceite residual que es despojado de sus hidrocarburos intermedios en el proceso de inyeccin de. gas a alta presin.En la figura xx se puede observar que el aceite residual, expresado en por ciento del volumen de poros, disminuye al aumentar la longitud del medio poroso. Extrapolando la curva obtenida a partir de datos experimentales se tiene una saturacin de aceite residual de 5% para un medio poroso de 100 m. de longitud. Suponiendo que la distancia para establecer el desplazamiento miscible fuera constante e igual a 0. 50 m., para el medio poroso de 100m. de longitud se tendra una saturacin de aceite residual menor de 1%, como se puede observar en la misma figura, curva.Cuando se trata de aceites voltiles con buena riqueza de Hcs. intermedios, se puede inyectar gas seco a alta presin, obtenindose buen grado de miscibilidad y alta recuperacin; este problema es de anlisis de composicin y PVT en laboratorio.4.1. "INYECCIN DE GAS RICO"Si el aceite del yacimiento es de baja concentracin en hidrocarburos intermedios, a tal grado que para obtener el desplazamiento miscible se requiera una presin excesiva, no aplicable por razones tcnicas y /o econmicas, esta deficiencia se compensa inye9tando un gas que contenga los citados hidrocarburos, los cuales, bajo condiciones favorables son transferidos al aceite adyacente, formndose as, en el frente de desplazamiento, un fluido de caractersticas miscibles con el gas inyectado; el volumen de gas que es despojado de sus compuestos licuables es pequeo comparado con el volumen de aceite del yacimiento. Este es el proceso d desplazamiento miscible por inyeccin de gas rico. En la figura 12 se presenta un esquema que ilustra lo anterior, donde L2, L3 y L4 son lquidos que en este orden aumenta su contenido de hidrocarburos intermedios.

Fig. xxx: Posiciones relativas de los fluidos en el proceso de inyeccin de gas rico.H.L. Stone Y.J.C. Crump (23) encontraron experimentalmente que a mayor concentracin de hidrocarburos licuables en el gas inyectado, mayor que la eficiencia de desplazamiento; por ejemplo; la eficiencia total de recuperacin de un aceite ligero se increment de 67 a 83% aumentando la concentracin de compuestos intermedios de 0.17 a 0.27 en fraccin molar.Por razones econmicas no es posible llevar a cabo el proceso inyectando continuamente gas rico, pero se pueden obtener resultados similares empleando un bache de este gas y desplazndolo con gas natural o con gas proveniente de las plantas de absorcin. Como en el proceso donde se utiliza un bache de propano, el problema fundamental consiste en determinar la cantidad mnima de gas rico qe debe usarse para desplazar misciblemente al aceite del yacimiento, la cual depende de la forma en que intervengan los factores que causan el deterioro del bache, como son la diferencia de viscosidades entre los fluidos desplazado y desplazante, la heterogeneidad del medio poroso, etc. C.W. Arnold, H.L. Stone y D.L. Luffel (24) efectuaron un estudio experimental en medios porosos lineales de arena empacada; los resultados que obtuvieron empleando decano y un gas compuesto de 25% de butano normal y 75% de metano, para representar al aceite y al gas rico, respectivamente indican que se recupera prcticamente todo el decano con un bache del 10% del volumen de poros y desplazado con metano; con baches menores e1desplazamiento no fue miscible.La cantidad ptima de gas/rico que deber utilizarse en proyectos de campo ser mayor que del volumen anterior y en cada caso ser funcin de las heterogeneidades del yacimiento considerado.La miscibilidad en este proceso es favorecida por altas presiones bajas temperaturas, aceites ligeros y altas concentraciones de hidrocarburos intermedios en el gas inyectado.5. INYECCION DE CO25.1. Fundamento del proceso: La aplicacin de campo del C02 como un agente para mejorar la recuperacin de 'aceite, ha comprobado en gran parte los resultados y conclusiones obtenidas de los estudios experimentales. Las principales razones que hacen posible considerar al C02 como agente de recuperacin son, entre otras, las siguientes:a).- El C02 afecta fsicamente al aceite, principalmente reduciendo su viscosidad y aumentando su volumen. Estos efectos son ms acentuados en crudos densos y viscosos, pero no de viscosidad muy elevada.b).- El C02 es soluble tanto en agua como' en la mayor parte de los aceites, por lo que afecta en solucin al fluido que moja la roca, disminuyendo as la tensin interfacial. Bajo presiones elevadas, tiene la propiedad de formar compuestos libres (o complejos) con los componentes del aceite. c).- El C02 incrementa la solubilidad del gas natural en el aceite, y parece ser que el gas natural es soluble ms rpidamente en el crudo cuando est asociado con CO2.d).- El aumento de inyectividad es sorprendente y es debido a las siguientes causas:1.- El bajo PH del agua, carbonatada impide o limita el crecimiento bacterial que tiende a obturar el rea de inyeccin. El cido carbnico (C02+H20) reacciona con los carbonatos de la roca formando sales fcilmente solubles en agua, Retarda o evita la expansin volumtrica de las arcillas hidroflicas. Reduccin de la saturacin .residual de aceite.

5.2. Usos del Dixido de Carbono: La muy alta solubilidad del dixido de carbono en el petrleo y en menor grado en el agua permite: 1. Una larga reduccin en la viscosidad del petrleo y un incremento en la viscosidad del agua. 2. Expansin del petrleo en un rango del 10 al 20 por ciento (%), dependiendo sobre su tipo de composicin y presin de saturacin.3. Reduccin en la densidad del petrleo. Esto disminuye el efecto de la segregacin gravitacional durante la inyeccin de CO2 gaseoso.4. Una reduccin de la tensin interfacial. Con CO2 en el estado gaseoso a una presin suficientemente alta donde la miscibilidad con el petrleo pueda ser lograda.5. Accin qumica sobre las rocas carbonticas o lutticas.5.3. Desventajas de la Inyeccin de CO2: La inyeccin de CO2 dentro de la zona de petrleo del yacimiento puede conducir a cambios de la solubilidad de asfaltenos en el petrleo. El aumento del gas, (GOR o RGP) mediante el incremento del contenido de metano de un sistema de petrleo rutinariamente causa la precipitacin de asfaltenos. Experimentalmente se determin que la cantidad de depsitos de asfaltenos en la superficie de los granos era una funcin de la cantidad de asfaltenos disueltos en el petrleo inicialmente. La inyeccin de CO2 mezclado con petrleo conduce a la deposicin de componentes de peso molecular ms altos que la inyeccin de hidrocarburos solamente. El sitio de la deposicin de asfaltenos es especfico mineralgicamente con los minerales de arcilla y calcita a travs de las capas orgnicas. Una de las consecuencias mayores de la inyeccin de CO2 dentro de las zonas de petrleo en las rocas, es que los granos se convierten recubiertos con cubiertas bituminosas. Esto puede servir para aislar los granos de minerales de los fluidos reactivos as como a su vez resulta en que la roca empiece a incrementar su mojabilidad al petrleo a medida que la inyeccin de CO2 procede. . Descripcin del proceso: La inyeccin de dixido de carbono es llevado mediante cantidades largas de inyeccin de CO2 (15 % o ms del volumen poroso de hidrocarburos) dentro del yacimiento. An siendo el CO2 no miscible con el crudo ste es capaz de extraer los componentes livianos a intermedios del petrleo y si la presin es lo suficientemente alta, desarrolla miscibilidad para desplazar el crudo del reservorio y aumentar el factor de recobro considerablemente.Mecanismos que operan: Generacin de Miscibilidad Barrido del crudo Disminucin de la viscosidad del petrleo Reduccin de la tensin interfacial entre el petrleo y la fase de CO2- petrleo en la regin miscible cercana. Profundidad: Debe ser lo suficientemente profundo (mayor a los 2000 pies) para permitir una adecuada presin que debe estar estimada en base a la produccin ptima (presin mnima de miscibilidad), sta se encuentra en el rango por encima de 1200 psi para un crudo de alta gravedad API (mayor a 30) a bajas temperaturas, hasta 4500 psi para los crudos pesados a mayores temperaturas. Gravedad API: Debe ser mayor de 26API (preferiblemente mayor de 30). Segn DOE mayor de 27 hasta 30APIViscosidad del crudo: Debe ser menor de 15 centipoise (preferiblemente menor de 10 cp).Valores del DOE menor o igual de 10 a 12cp.Composicin del crudo: Altos porcentajes de hidrocarburos intermedios (C2 -C20) especialmente C5 C12.Saturacin de crudo: Debe ser mayor del 30 por ciento del volumen poroso.Tipo de Formacin: Areniscas o Carbonatos con un mnimo de fracturas y altas permeabilidades.Espesor neto: Relativamente delgado.Permeabilidad promedio: no crtico si suficientes tasas de inyeccin pueden ser mantenidos. (Segn DOE mayor de 1 a 5 md) Datos adicionales suministrados por el DOE: Presin: mayor de 1200 a 1500;[psia].Temperatura: menor de 250 F, pero no crtica.Saturacin de petrleo residual despus de la inyeccin de agua, fraccin del espacio poroso: mayor de 0.25 a 0.30.Limitaciones: 1.- Muy bajas viscosidades de CO2 resultan en un pobre control de la movilidad. 2.-Disponibilidad de CO2.3.-Temprano rompimiento del CO2. 4.-Corrosin en los pozos productores. 5.-Necesidad de separar el CO2 del hidrocarburo vendible 6.- Re-presurizacin de CO2 para su reciclaje. 7.- Un alto requerimiento de CO2 por incremento de barriles producidos.Factores Favorables para las operaciones de inyeccin de CO2 por ciclos alternos: 1.- Altas saturaciones de petrleo 2.- Yacimientos Profundos 3.-Mximo de 3 ciclos 4.-Altas tasas y volmenes de inyeccin 5.-Intervalos de remojo de dos a cuatro semanas 6.-Soporte de presin moderada para la produccinINYECCION DE NITROGENOLa Inyeccin de Nitrgeno en la industria petrolera se limita a la recuperacin secundaria y mejorada, sino que tiene un gran nmero de utilidades y puede estar presente en muchas etapas del desarrollo de los campos.La inyeccin de nitrgeno puede ser miscible o inmiscible. Cuando se inyecta nitrgeno en un yacimiento cuya presin se encuentra por encima de la presin mnima de miscibilidad, se forma un frente miscible por vaporizacin de componentes livianos presentes en el crudo. Este gas, ahora enriquecido en cierta magnitud, contina su movimiento desde los pozos inyectores y as va contactando crudo fresco y vaporizando ms componentes, lo cual lo enriquece a medida que avanza el frente. Como consecuencia, el primer frente de gas puede alcanzar un grado de enriquecimiento tan alto que se convierte en solucin o se hace miscible con el crudo de la formacin. Con la inyeccin continua de nitrgeno se logra desplazar el frente miscible a lo largo del yacimiento, moviendo el crudo hacia los pozos productores. Por otro lado, si se inyecta nitrgeno en un yacimiento cuya presin sea menor a la mnima necesaria para alcanzar miscibilidad instantnea o por mltiples contactos, el desplazamiento del petrleo por el nitrgeno ser inmiscible.Los procesos de recuperacin mejorada por inyeccin de nitrgeno constituyen un mtodo viable si el yacimiento cumple con ciertos requisitos.

El crudo del yacimiento: Debe ser rico en fracciones comprendidas entre el etano y el hexano (C2 - C6) o hidrocarburos livianos. Estos se caracterizan por ser crudos livianos con gravedad API mayor a 35 (> 35). Tiene un factor volumtrico alto por la capacidad de absorber el gas inyectado en condiciones de yacimiento. Est saturado de metano (C1).El yacimiento: Debe estar a una profundidad igual (o mayor) a los 5000 pies, a fin de mantener las altas presiones de inyeccin ( 5000 lpc) necesarias para alcanzar la miscibilidad del crudo con el N2 sin fracturar la formacin.

Mecanismos de Inyeccin de NitrgenoEntre los principales mecanismos de recobro para este proceso se encuentran: Drenaje por gravedad, el cual se ve favorecido en yacimientos de alto buzamiento tanto en procesos miscibles como inmiscibles. Empuje por gas, el cual toma lugar en volmenes ocupados previamente por el crudo al desplazarlo. Vaporizacin de compuestos livianos de crudo.

Ventajas al utilizar nitrgeno como gas de inyeccin. La facilidad de obtencin es mayor respecto al gas natural (GN) y CO2 Al sustituir el gas natural, se incrementa la disponibilidad del mismo, por lo que aumentan su oferta en el mercado y el flujo de caja consecuencia de su comercializacin. Sus propiedades fsicas tales como densidad, viscosidad y factor volumtrico- son favorables. Si se compara con el gas natural, el nitrgeno ocupa 38% ms espacios porosos por unidad de volumen que el gas natural. Amplia disponibilidad (separado del aire, cuya composicin presenta un 78,1 % de nitrgeno) Compuesto no txico y ambientalmente aceptable.Desventajas potenciales en la inyeccin de nitrgeno. La miscibilidad es alcanzada a altas presiones y en crudos livianos. Es necesaria la separacin del nitrgeno de las corrientes de produccin de gas natural. Reduccin del poder calorfico del gas natural producido al mezclarse con nitrgeno.

6. MTODO PARA CALCULAR EL COMPORTAMIENTO DE UN PROCESO DE DESPLAZAMIENTO MISCIBLE.

Mtodo de G.W. Doepel.

La prediccin del comportamiento, de un proceso de recuperacin secundaria de aceite por inyeccin de un fluido miscible, se expone de una manera general y es aplicable a cualquier yacimiento que pueda ser expresado como un sistema estratificado, en el cual a cada estrato le corresponde un determinado valor de permeabilidad, sin variacin horizontal; la porosidad y la saturacin de fluidos se consideran constantes en. el yacimiento; pero, si se conoce su variacin, sta puede incluirse si se desea. Las suposiciones 'que se hacen son:

a).- Flujo lineal.b).- Desplazamiento en una capa homognea y uniforme.e).- Fluido incomprensible.d).- Efecto gravitacional despreciable.e).- Saturacin de gas inmvilf).- Saturacin de agua congnita inmvil.

Debido a que el clculo manual es muy laborioso, para pequeos incrementos de volumen de solvente, inyectado, es conveniente su programacin para procesarlo en una computadora electrnica. Por lo que respecta al nmero de capas se concluye, en una aplicacin del mtodo de Hurst de inyeccin de agua, en el que no es necesario usar un nmero extremadamente grande de clculos, que es suficiente consideriar un sistema de hasta 10 capas como mximo.Para aplicar el mtodo se requieren datos de laboratorio, que se obtienen de modelos a escala de una capa uniforme, en el arreglo de pozos deseados estos datos son: La saturacin de aceite residual que corresponde a una eficiencia de desplazamiento, la variacin del rea barrida y de la resistencia opuesta al flujo en funcin del volmen de solvente inyectado.La eficiencia vertical en el proceso de desplazamiento se supone de 100% para una capa homognea. Otros datos necesarios son las propiedades de los fluidos y de la roca del yacimiento, con el fin de reproducir en lo posible las mismas condiciones en el laboratorio.Los resultados que se obtienen al aplicar el procedimiento son:Eficiencia de rea barrida EAEficiencia vertical E1.Factor de recuperacin de aceite r.Relacin de produccin solvente-aceiteTodo esto en funcin de los yolmenes de poros y del solvente inyectado en el sistema. (O de la: fraccin de V s/Vp).Procedimiento de clculo:

a).- De acuerdo con las caractersticas petrofsicas del yacimiento en estudio, principalmente las pe~eabilidades, se decidir.el nmero decapas con el que ser representado; en general, ser suficiente considerar hasta 10 capas.

b).- Se suponen las capas en orden descendente de permeabilidad con el valor ms alto para la capa 1; con los datos correspondientes de espesor, porosidad y saturacin de aceite, se calcula el volumen de aceite de cada capa; la suma de los volmenes de aceite de todas las capas es el volumen de aceite N en el sistema estratificado.

e).- Se selecciona un incremento de inyeccin de solvente que ser una fraccin del volumen de poros del sistema SVp, al cual se efectuarn los clculos. Se ha encontrado que un incremento de 0.02 SVp da resultados suficientemente aproximados para la mayora de los requerimientos de ingeniera, dependiendo de cada situacin concreta. d).- Para cada incremento de volumen de solvente inyectado en el sistema se calcula la cantidad que de l entra a cada capa.

e).- Se obtiene la cantidad acumulativa de solvente en cada capa, que es simplemente la suma de los valores correspondientes del paso anterior, a cada incremento de SVp.

f).- Con base en los datos de laboratorio de variacin de la eficiencia de rea barrida con el volumen de solvente inyectado para una sola capa, empleando los valores del paso (e) y los espesores correspondientes, se determina la eficiencia de barrido para cada una de.las capas del yacimiento; el valor mximo obtenido de este clculo representa la eficiencia de barrido del sistema.

g).- Se calcula el volumen de solvente en cada capa, el cual es el producto N .EA .Ed, a cada incremento de SVp Hasta la surgencia del solvente en cada capa, estos valores deben coincidir con los obtenidos en: el paso (e).

h).- Restando de los volmenes acumulativos de solvente, calculados en el paso (e), los valores correspondientes del paso (g) se obtiene el volumen de solvente acumulativo producido de cada capa; de aqu se determina el volumen de solvente acumulativo producido del sistema.

i).- Para obtener la produccin acumulativa de aceite del yacimiento, al volumen acumulativo de solvente total inyectado se le resta el volumen acumulativo de solvente total producido, puesto que una de las suposiciones consiste en considerar que el fluido es incompresible y por consiguiente, lo que se inyecta es igual a lo que se produce; todo medido a condiciones del yacimiento.

j).- De los pasos (h) e (i) se calculan los incrementos de solvente y aceite producidos, respectivamente, a cada increm'ento de solvente total inyectado.

k).- El cociente de cada pareja de valores, obtenido en el paso anterior, es el valor medio de la relacin solvente-aceite producido en el intervalo considerado, medido a condiciones del yacimiento.

1).- La eficiencia vertical E1, del proceso de desplazamiento se obtiene empleando la ecuacin r.=E EdE1 ; los valores de E y r se obtienen de los pasos (f) e (i), respectivamente, en tanto que Ed se mide en el laboratorio.

UNIVERSIDAD AUTONOMA JUAN MISAEL SARACHOFACULTAD DE CIENCIAS INTEGRADAS DE VILLA MONTES

TRABAJO DE EXPOSICION GRUPO N#6

TEMA: PROCESOS MISCIBLES

MATERIA: RESERVORIO 3

INTEGRANTES DE GRUPO: RONALD EDUARDO TARQUI CUSI MARCOS RIOS GALLARDO WILER W. SIACARA PEREZ HUGO JUAREZ HUARACHI JAIME E. LOVERA SANCHEZ

DOCENTE: ING. JULIO LIRA

CARRERA: ING. PETROLEO Y GAS NATURAL

SIGLA: INP041

VILLA MONTES-TARIJA-BOLIVIA2015

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