diplomadoreservorios_recuperacionmejorada_parte4
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Desplazamiento Microscópico del Petróleo
El entrampamiento del petróleo en un reservorio es un mecanismo aun no bien comprendido
◦ No existen modelos matemáticos que sea integral
Sin embargo se conoce que el entrampamiento depende de:
◦ La estructura de los poros que componen al medio poroso
◦ Las interacciones fluido-roca relacionadas a la mojabilidad
◦ Las interacciones fluido-fluido relacionadas a la tensión superficial/interfacial
◦ Las inestabilidades del flujo
La caída presión necesaria para movilizar a una fase no-mojante pude ser muy alta
◦ La gradiente de presión puede ser insuficiente para el desplazamiento
El fenómeno que describe el entrampamiento en un capilar se denomina el efecto Jamin
◦ Entrampamiento de una gota de petróleo o una burbuja de gas
◦ El capilar es de mojabilidad por agua
Volumen extenso y continuo de petróleo
◦ El agua esta en contacto por solo una interfase
Sistema estático con presiones variables entre A y B
La magnitud de PB – PA debe excederse para iniciar el flujo
A B
Agua
Petróleo
𝑷𝑩 − 𝑷𝑨 = 𝑷𝒄 =𝟐𝝈𝒐𝒘𝒄𝒐𝒔𝜽
𝒓
Volumen finito de una gota de petróleo
◦ El agua esta en contacto por dos interfases
Sistema estático donde PB – PA debe excederse para iniciar el flujo
Caso general de idealización matemática
𝑷𝑩 − 𝑷𝑨 =𝟐𝝈𝒐𝒘𝒄𝒐𝒔𝜽
𝒓𝑨
A B
Agua Petróleo
−𝟐𝝈𝒘𝒐𝒄𝒐𝒔𝜽
𝒓𝑩
Las propiedades en los puntos A y B son iguales
◦ El petróleo estará a mayor presión que el agua
Sistema estático donde PB – PA se cancelan
No existe presión a exceder para iniciar flujo
𝑷𝑩 − 𝑷𝑨 =𝟐𝝈𝒐𝒘𝒄𝒐𝒔𝜽
𝒓𝑨
A B
Agua Petróleo
−𝟐𝝈𝒐𝒘𝒄𝒐𝒔𝜽
𝒓𝑩
= 𝟎
Varia el radio de los meniscos que dan forma a la gota
◦ Presión capilar diferente en ambas interfases
Otras propiedades son iguales en ambas interfases
Sistema estático donde PB – PA debe excederse para iniciar el flujo
𝑷𝑩 − 𝑷𝑨 = 𝟐𝝈𝒐𝒘𝒄𝒐𝒔𝜽𝟏
𝒓𝑨−
𝟏
𝒓𝑩
A
B
Agua Petróleo
Varia solo el ángulo de contacto en cada interfase
◦ Curvaturas diferentes de cada menisco
Posible cambio de mojabilidad de la pared solida
Sistema estático donde PB – PA debe excederse para iniciar el flujo
𝑷𝑩 − 𝑷𝑨 =𝟐𝝈𝒐𝒘
𝒓𝒄𝒐𝒔𝜽𝑨 − 𝒄𝒐𝒔𝜽𝑩
A B
Agua Petróleo
Volumen finito de una burbuja de gas
◦ El agua y el petróleo tienen contacto por una sola interfase
Las propiedades son diferentes en cada interfase
Sistema estático donde PB – PA debe excederse para iniciar el flujo
𝑷𝑩 − 𝑷𝑨 =𝟐
𝒓𝝈𝒈𝒘𝒄𝒐𝒔𝜽𝑨 − 𝝈𝒈𝒐𝒄𝒐𝒔𝜽𝑩
A
B Agua
Petróleo
Gas
Calcular la gradiente de presión necesaria para movilizar petróleo por una garganta con radio inicial
de 15 m, radio final de 6.2 m y longitud 0.01 cm, asumiendo no ángulo contacto y tensión interfacial de 25 dynas/cm.
Δ𝑃 = 2 × 25𝑑𝑦𝑛𝑎𝑠
𝑐𝑚
1
0.00062 𝑐𝑚−
1
0.0015 𝑐𝑚= −47300
𝑑𝑦𝑛𝑎𝑠
𝑐𝑚2
Δ𝑃
𝐿= −
47300 𝐵𝑎
0.01 𝑐𝑚= −
4730 𝑃𝑎
0.0001 𝑚= −47.3
𝑀𝑃𝑎
𝑚≅ −2070
𝑝𝑠𝑖𝑎
𝑓𝑡
𝑃𝐴 − 𝑃𝐵 = 2𝜎𝑃𝐴𝑐𝑜𝑠𝜃1
𝑟𝐵−
1
𝑟𝐴
Se emplea para correlacionar con la saturación residual luego que la fase no mojante es desplazado por la fase mojante
Usualmente medido de forma experimental donde el petróleo es desplazado por el agua a inyección constante
◦ Se satura un testigo de agua
◦ Se inyecta petróleo hasta alcanzar la saturación connata del agua
◦ Se inyecta agua hasta alcanzar la saturación irreducible del petróleo
Balance de material es aplicado a ambos fluidos en cada para determinar permeabilidades relativas
La caída de presión también es registrada para calcular la presión capilar
Este procedimiento resulta en medir una saturación residual (Sirr) originada por entrampamiento
◦ Aislamiento de gotas del fluido
◦ Películas recubriendo las paredes porosas para el fluido mojante
El número capilar (NCa) nos permite correlacionar diferentes condiciones experimentales
◦ Permite agrupar el comportamiento de varios experimentos en un solo comportamiento adimensional
Se define como la razón entre las fuerza capilares y las fuerzas viscosas:
La correlación Sirr vs. NCa permite inferir la Saturación Irreducible dadas ciertas condiciones de flujo
𝑁𝐶𝑎 =𝐹𝑣
𝐹𝑐=
𝑣𝜇𝑎
𝜎𝑜𝑤𝑐𝑜𝑠𝜃
ww
w.icp.u
ni-
stu
ttgart
.de
Otras formulaciones para NCa son:
𝑁𝐶𝑎 =𝑣𝜇𝑤
𝜎𝑜𝑤
𝑁𝐶𝑎 =𝑣𝜇𝑤
𝜎𝑜𝑤𝑐𝑜𝑠𝜃
𝜇𝑜
𝜇𝑤
𝑛
𝑁𝐶𝑎 =∆𝑃
𝜎𝑜𝑤ℎ𝑚𝑖𝑛
MEDIO DE MOJABILIDAD CONSTANTE
MEDIO SENSIBLE A LA VISCOSIDAD DEL FLUIDO DESPLAZADO
MEDIO IDEALIZADO COMO UN CONJUNTO DE TUBOS CAPILARES
hmin : ancho de la restricción mas estrecha
La velocidad intersticial se la suele calcular:
Otras variantes para NCa resultan de utilizar el flujo volumétrico de la Ley de Darcy:
𝑁𝐶𝑎 = 𝜙𝑢𝜇𝑤
𝜎𝑜𝑤
𝑁𝐶𝑎 =𝑘𝑟𝑤𝑘𝛻Ψ
𝜎𝑜𝑤
𝑣 =𝑢
𝜙 𝑆𝑜𝑖 − 𝑆𝑜𝑟
El número capilar para un medio de mojabilidad constante correlaciona adecuadamente el comportamiento de barridos de agua
Los valores varían entre 10-7 y 10-6 por lo que se espera que los barridos no alteren la saturación irreducible
◦ Según datos experimentales Sirr es independiente al caudal de inyección
Los barridos de agua usualmente no mejoran la eficiencia del desplazamiento
La correlación Sirr vs. NCa demuestra que Sirr puede reducirse:
◦ Incrementando el caudal del fluido inyectado
◦ Incrementando la viscosidad del fluido inyectado
◦ Reduciendo la tensión interfacial entre los fluidos inmiscibles
La correlación Sirr vs. NCa es mas generalizada cuando es sensible al fluido desplazado
◦ Permite agrupar los comportamientos de acuerdo tipo de roca
◦ Permite inferir Sirr si se altera la viscosidad del fluido desplazado
En la determinación de Sirr vs. NCa la condición inicial es cercana a la saturación connata del agua
◦ Similar a las condiciones iniciales de la recuperación secundaria
◦ El petróleo a desplazar exhibe trayectorias continuas de desplazamiento a través del medio poroso
◦ Luego de la inyección de agua el petróleo se encuentra repartido en volúmenes discontinuos
Similar a las condiciones iniciales de la recuperación mejorada
Para la recuperación mejorada es necesario una histéresis de la correlación Sirr vs. NCa
◦ Primero condiciones iniciales de movilización
◦ Luego condiciones iniciales de entrampamiento
◦ La recuperación mejorada usualmente presenta condiciones iniciales de entrampamiento
En la practica movilizar petróleo entrampado resulta en magnitudes mas elevadas de NCa
◦ Resulta mas difícil desplazar petróleo entrampado
Estudios experimentales de histéresis han demostrado que el entrampamiento es prácticamente irreversible
◦ Se inyecta a baja magnitud de Nca para obtener Sirr
◦ Luego se inyecta a una alta magnitud de Nca para intentar revertir el entrampamiento
La histéresis se obtuvo inyectando bajo las condiciones:
◦ Bajo caudal seguido de un alto caudal
◦ Una razón de viscosidad petróleo/agua alta seguida de una razón baja
◦ Una tensión superficial alta seguido de una baja
La movilización del entrampamiento no se genera sin alterar las propiedades del petróleo
El control de movilidad no genera movilización
◦ Se enfoca en alterar la viscosidad del agua inyectada
La inyección de surfactantes genera gran movilización
◦ Altera las fuerzas capilares actuando sobre el petróleo entrampado
La inyección de gas miscible obtiene cierto grado de movilización
◦ En la zona miscible del barrido se moviliza casi todo el petróleo entrampado al solubilizarlo
◦ Fuera de la zona miscible parte del petróleo se vuelve a entrampar
◦ Delante el petróleo entrampado se moviliza por expansión
◦ La expansión genera continuidad del petróleo que permite su desplazamiento
◦ Detrás se genera un equilibrio dinámico de fases que impide movilizar la mayor parte de la saturación irreducible
En el entrampamiento en un medio de mojabilidad por agua:
◦ La saturación irreducible del petróleo se debe volúmenes aislados de las trayectorias de flujo
◦ El aislamiento resulta de la tendencia a fluir por las rutas menos resistentes al flujo
En el entrampamiento en un medio de mojabilidad por petróleo:
◦ La saturación irreducible del petróleo se debe tanto por aislamiento como el recubrimiento de las paredes porosas
El punto de quiere de inyección de agua se obtiene mas rápidamente en un medio de mojabilidad por petróleo
El agua inyectada no recubriría las paredes porosas por lo que su velocidad intersticial se eleva
◦ Genera mayor conectividad del agua
Se producirá agua y petróleo por un tiempo prolongado luego del punto de quiebre
◦ El frente del barrido extiende su longitud en gran magnitud debido a la conectividad y velocidad intersticial del agua