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DESPLAZAMIENTO Y COMPORTAMIENTO DEL GAS Y PETRÓLEO EN UN YACIMIENTO, image…
DESPLAZAMIENTO Y COMPORTAMIENTO DEL GAS Y PETRÓLEO EN UN YACIMIENTO
Nuestra tecnología de recuperación mejorada abarca la producción de nitrógeno de alta pureza para aplicaciones como mantenimiento de presión, desplazamientos miscibles y recuperación de líquidos de gas natural (NGL).
DESPLAZAMIENTO MISCIBLE
Se define la miscibilidad por el grado de solubilidad de un fluido en otro.
Fluidos Miscibles
Los fluidos miscibles se caracterizan por permanecer en una sola fase a mezclarse dos o más fluidos en cualquier proporción.
Factores que afectan la eficiencia del desplazamiento miscible
La eficiencia del desplazamiento miscible depende de muchos factores tales como la tensión interfacial, capilaridad, relación de movilidad, inestabilidad de la viscosidad, eficiencia de barrido y eficiencia de desplazamiento.
DESPLAZAMIENTO INMISCIBLE
Los fluidos inmiscibles fluyen en dos fases distintas con una frontera de interfase entre las dos fases. La interfase representa la existencia de una tensión superficial entre los fluidos.
Los factores que afectan el desplazamiento inmiscible son:
Saturación de fluido
Si consideramos un volumen representativo del reservorio, con los poros llenos de petróleo, agua y gas, en términos volumétricos podemos representarlo como:
𝑉𝑝=𝑉𝑜+𝑉𝑔+𝑉𝑤
Porosidad
La roca reservorio está formada por granos de arena de pequeño diámetro originados por la erosión de otras rocas, que fueron depositándose paulatinamente sobre una superficie, por ejemplo, en el fondo del mar.
Permeabilidad relativa
Cuando una fase mojante y otra no mojante fluyen simultáneamente en un medio poroso, cada una de ellas sigue un camino separado y distinto de acuerdo con sus características humectantes, lo cual da como resultado la permeabilidad relativa para la fase humectante y la no humectante
Mojabilidad
A diferencia de la Presión Capilar que se logra como consecuencia de la interacción de dos fluidos en presencia de un sólido tal como el tubo capilar o el medio poroso, el concepto de MOJABILIDAD se refiere a la interacción de un sólido y un fluido (líquido o gas).
Tensión superficial
Se define como la fuerza ejercida en la capa límite entre una fase líquida y una fase vapor por unidad de longitud. Esta fuerza es causada por las diferencias entre las fuerzas moleculares en la fase vapor y los de la fase líquida, y también por el desequilibrio de estas fuerzas en la interfase.
SUPOSICIONES FÍSICAS PARA PROCESOS INMISCIBLE
El agua desplaza al petróleo en un reservorio mojable al agua. El desplazamiento de petróleo por agua en un reservorio mojable al agua es un proceso de IMBIBICION.
El desplazamiento ocurre bajo condiciones de equilibrio vertical. Las condiciones de equilibrio vertical serán mejoradas por:
El desplazamiento es considerado lineal
El desplazamiento es considerado como incompresible. Esta suposición implica que existen condiciones de estado estable en el reservorio con la presión constante a cualquier punto.
𝑞𝑡=𝑞𝑜+𝑞𝑤
• Alta permeabilidad vertical (kv).
• Pequeño espesor del reservorio (h).
• Gran diferencia de densidades entre fluidos (∆ρ).
• Grandes fuerzas capilares (gran zona de transición capilar H).
• Bajas viscosidades de los fluidos.
• Bajas tasas de inyección.
TEORIA DEL AVANCE FRONTAL - METODO DE BUCKLEY – LEVERETT
Es aplicada al desplazamiento entre fluidos inmiscibles y se basa en el concepto de permeabilidades relativas y en el principio del desplazamiento tipo “pistón de fugas”(implica avance regular pero dejando atrás porción de fluido desplazado por desgaste del pistón)
CONDICIONES BÁSICAS Y SUPOSICIONES
• Los efectos de la gravedad son insignificantes. La diferencia entre la presión promedia del reservorio y la presión en el contacto original: WOC o WGC se asumen como cero.
• Los hidrocarburos detrás del frente son inmóviles.
• El contacto agua/petróleo (WOC) o agua/gas (WGC) es una línea equipotencial.
• El reservorio se encuentra durante todo el tiempo, sometido a una presión promedia de equilibrio.
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