Comportamiento de fases

Enfoques para cuantificar los volmenes de petrleo y gas bajo diversas presiones y temperaturas:

Los modelos de aceites negros describen propiedades volumtricas, relaciones entre los factores de volumen de formacin y relaciones gas-aceite con presin y temperatura. Los modelos de composicin requieren informacin composicional, adems de las variables primarias de la presin y temperatura.

Modelo de aceites negros

la formulacin de aceite negro se utiliza para modelar la mayora de los sistemas de aceite, agua y gas. Esto modela solucin y disolucin de gas en la fase de aceite. El componente de aceite no puede vaporizarse en la fase de gas, y la composicin molar de la fases lquida y vapor no pueden ser rastreados. La simulacin de yacimientos de aceite negro es el ms simple y el proceso ms comn para la simulacin de yacimientos utilizado para: Yacimientos sin vaporizacin del aceite o condensacin de lquidos. Aceites con Bo 1000 scf / STB tambin se han modelado con xito. Yacimientos de aceite con agotamiento primario, o con inyeccin de agua o inyeccin de gas inmiscible El comportamiento de fases: describe la interaccin compleja entre las partes fsicamente distintas de la materia llamadas fases, que estn en contacto unos con otros. Las fases tpicas son: slidos, lquidos y vapores

El comportamiento de fases del aceite crudo, agua y fluidos de la recuperacin mejorada de hidrocarburos es una base comn en la comprensin de los mecanismos de desplazamiento de los procesos EOR, como: Dos o ms fases formadas en los sistemas de: aceite crudo-miscible- sistemas solventes Dos y tres comportamientos fases de faces de sistemas de surfactantes salmuera-aceite. Las fases vapor-aceite-salmuera de inyecciones trmica. El comportamiento de fase de componentes puros en trminos de: Presin-temperatura (P-T) Diagramas de presin-volumen molar. Cricondenbara: la presin ms alta a la cual existen 2-fase. Cricondenterma: la temperatura ms alta a la cual existen 2 fases. Condensacin retrgrada: formacin de lquidos con las cadas de presin Descripcin de las caractersticas del diagrama de fases Curva de punto de burbuja - La coleccin de puntos en los que la primera burbuja de gas se forma cuando se pasa de lquido a la regin de dos fases. Curva de punto de roco - La coleccin de puntos en los que la primera gota de lquidos se forma cuando se pasa de vapor a la regin de dos fases. Punto Crtico - La presin y la temperatura en la unin las curvas del punto de roco y de burbujeo. Regin de dos fases - Regin dentro de las curvas del punto de roco y de burbujeo, en el que coexisten gas y lquido. Lneas de calidad - Lneas de fraccin de volumen de lquido iguales, dentro de las fase de dos regiones. Cricondenbara - La presin ms alta en la que una el gas y lquido pueden coexistir. Cricondenterma - La temperatura ms alta a la que un gas y lquido puede coexistir. Inyeccin de gas

La inyeccin de gas natural en yacimientos de petrleo es un proceso utilizado desde el siglo pasado. Se emplea para: Mantener la presin del yacimiento Desplazar crudo a condiciones inmiscibles Desplazar crudo a condiciones miscibles Mantenimiento de presinEn la mayora de los casos el mantenimiento de presin con inyeccin de gas se hace en yacimiento con altos buzamientos para aprovechar el efecto de segregacin gravitacional que favorece la produccin. El gas se encapsula en el tope del yacimiento y ejerce un efecto tipo pistn hacia abajo. Desplazamiento de Crudo a Condiciones Inmiscibles Este desplazamiento puede llevar asociado una alta Ev cuando existe un fuerte efecto gravitacional. Cuando no existe efecto gravitacional debido a bajos buzamientos (yacimientos horizontales), Ev del gas es muy baja y el gas canaliza rpidamente hacia los pozos productores, produciendo altas RGP, ya que el yacimiento no ha sido barrido eficientemente y la produccin cae rpidamente dejando una Sor muy alta detrs del frente de gas. Flujo fraccional de aguaLos yacimientos con empuje por agua, son los yacimientos en los cuales una porcin significante del volumen extrado es reemplazado con la inyeccin de agua durante su vida productiva. El volumen total inyectado y los gastos de inyeccin son gobernados por las caractersticas del acufero junto con el comportamiento del contacto original yacimiento/acufero (CAAO OWOC). 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 yacimiento. Geometra del Acufero RadialLos lmites son formados por dos cilindros concntricos o sectores de cilindros. LinealLos lmites estn formados por dos planos paralelos Condiciones de Lmite Exterior InfinitoLa perturbacin de la presin no afecta el lmite exterior del sistema, durante el tiempo de inters. Finito CerradoNo existe flujo a travs del lmite exterior. La perturbacin de la presin alcanza el lmite exterior, durante el tiempo de inters. Finito con alimentacinEl acufero es finito con presin constante en el limite exterior (ejm., acufero alimentado por un lago u otra fuente de agua en superficie). CONDICIONES BSICAS Y SUPOSICIONES El yacimiento se encuentra durante todo el tiempo, sometido a una presin promedio de equilibrio. El contacto agua/petrleo (WOC) o agua/gas (CGA WGC) es una lnea equipotencial. Los hidrocarburos detrs del frente son inmviles. Los efectos de la gravedad son insignificantes. La diferencia entre la presin promedio del yacimiento y la presin en el contacto original: WOC o WGC se asumen como cero. SUPOSICIONES FSICAS PARA PROCESOS INMISCIBLESa) El agua desplaza al petrleo en un yacimiento mojable al agua. El desplazamiento de petrleo por agua en un yacimiento mojable al agua es un proceso de IMBIBICION. En tal sentido, las curvas de presin capilar y permeabilidad relativa a ser usadas en la descripcin del desplazamiento deben ser medidas bajo condiciones de imbibicin. Inversamente, en el desplazamiento de petrleo por agua en un yacimiento mojable al petrleo se deben usar las curvas medidas bajo condiciones de DRENAJE. Existe una diferencia bsica en los dos tipos de yacimientos debido a la histresis del ngulo de contacto. b) El desplazamiento ocurre bajo condiciones de equilibrio vertical. Significa que durante el desplazamiento, si la saturacin de agua en cualquier punto del yacimiento incrementa en una pequea cantidad, la nueva saturacin de agua es redistribuida instantneamente. Las condiciones de equilibrio vertical sern mejoradas por: Alta permeabilidad vertical (kv). Pequeo espesor del yacimiento (h) Gran diferencia de densidades entre fluidos () Grandes fuerzas capilares (gran zona de transicin capilar H). Bajas viscosidades de los fluidos. Bajas tasas de inyeccin. La nica forma de verificar la validez del equilibrio vertical es usando tcnicas de simulacin numrica. c) El desplazamiento es considerado como incompresible. Esta suposicin implica que existen condiciones de estado estable en el yacimiento con la presin constante a cualquier punto. qt=qo+qw desplazamientoLa energa natural que permite el desplazamiento de los fluidos en el yacimiento (energa natural existente en los fluidos del yacimiento), no permite una recuperacin total de los hidrocarburos en el yacimiento, 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 yacimiento a travs de la inyeccin de algn fluido, que incremente la energa natural. el incremento del factor de recuperacin de debe a los factores siguientes: Disminucin del Indice de Depletacin al mantener la presin del yacimiento. Reemplazo de la energa natural de desplazamiento con una fuerza de desplazamiento mas eficiente (por ejemplo el reemplazo de la impulsin de la capa de gas por el desplazamiento de agua). la presin del yacimiento puede ser mantenida por: Inyeccin de agua y/o gas natural. Inyeccin de fluidos miscibles. Una combinacin de los anteriores. 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 yacimiento esta determinada por: caractersticas de mojabilidad de la roca y tensin interfacial entre las fases inmiscibles.

TEORA DE FLUJO FRACCIONALLa teora de avance frontal es una importante herramienta para los ingenieros de yacimientos en el estudio del comportamiento de yacimientos sometidos a inyeccin de agua.