II . FUNDAMENTOS DE LA PRODUCCIÓN DE FLUIDO
A. Eficiencia Global de Recuperación.
La eficiencia global de recuperación E de cualquier proceso de desplazamiento de fluido está dada por el producto de la eficiencia de desplazamiento macroscópica o volumétrica, Ev y la eficiencia de desplazamiento microscópica Ed :
E = Ev Ed
La eficiencia de desplazamiento macroscópica es una medida de qué tan bien el fluido desplazante ha entrado en contacto con la parte petrolífera del yacimiento. La eficiencia de desplazamiento microscópica es una medida de lo bien que el fluido desplazador moviliza el petróleo residual una vez que el fluido ha entrado en contacto con el crudo.
La eficiencia de desplazamiento macroscópica se compone de otros dos términos, el areal Es, y vertical Ei, la eficiencia de barrido se expresa de la siguiente manera:
Ev = Es Ei
B. Eficiencia de Desplazamiento Microscópica.
La eficiencia de desplazamiento microscópica se ve afectada por los siguientes factores: las fuerzas de tensión interfacial y de superficie, humectabilidad, la presión capilar y permeabilidad relativa. Cuando una gota de un fluido inmiscible se sumerge en otro fluido y viene a descansar sobre una superficie sólida, la superficie del área de la caída tomará un valor mínimo debido a la fuerzas que actúan en las interfases líquido-líquido y roca-fluido. Las fuerzas por unidad de longitud que actúa en el fluido de líquidos e interfaces roca-fluidos se hace referencia a las tensiones como interfaciales. La tensión interfacial entre dos líquidos representa la cantidad de trabajo necesario para crear una nueva unidad de superficie áreal en la interfase.
La tensión interfacial puede ser también concebida como una medida de la inmiscibilidad de dos fluidos. Los valores típicos de tensiones interfaciales entre el petróleo y la salmuera están en el orden de 20 a 30 dinas / cm. Cuando ciertos agentes químicos son añadido a un sistema de petróleo-salmuera, es posible reducir el tensión interfacial en varios órdenes de magnitud.
La tendencia de un sólido a preferir un fluido sobre otro se llama capacidad de humectación. La humectabilidad es una función de la composición química tanto de los fluidos y la roca. Las superficies pueden ser o bien de petroleo como fase mojante o humedecido con agua, en función de la composición química de los fluidos. El grado en que una roca es mojada con petróleo o bien humedecida con agua está fuertemente afectada por la adsorción o desorción de los componentes en la fase oleosa. Compuestos grandes, polares en la fase de petróleo pueden absorberse sobre la superficie sólida; esto deja una película de aceite que pueden alterar la humectabilidad de la superficie.
El concepto de humectabilidad lleva a otro factor significativo en la recuperación de petróleo residual. Este factor es la presión capilar. Para ilustrar la presión capilar, consideremos un tubo capilar que contiene petróleo y salmuera, el petróleo tiene una densidad menor que la de la salmuera. La presión en la fase de aceite inmediatamente por encima de la interfaz aceite-salmuera en el tubo capilar será ligeramente mayor que la presión en la fase de agua justo por debajo de la interfaz. Esta diferencia en la presión se denomina presión capilar del sistema, Pc. La mayor presión siempre se producirá en la fase no mojante. Una expresión que relaciona el ángulo θ de contacto, el radio r del capilar, el aceite-salmuera interfacial γwo tensión, y el PC presión capilar se da en la ecuación. (1):
Pc = (2γwo cos θ) / r.
Esta ecuación sugiere que la presión capilar en un medio poroso es una función de la composición química de la roca y los fluidos, la distribución del tamaño de poro, y la saturación de los fluidos en los poros. Las presiones capilares también se han encontrado como una función de la historia de saturación, aunque esta dependencia no se refleja en la ecuación. (1).
Debido a esto, diferentes valores se obtienen durante el proceso de drenaje (es decir, desplazando la fase de humectación con la fase no mojante) que los obtenidos durante el proceso de imbibición (es decir, el desplazamiento de la fase no mojante con la fase de humectación). Este fenómeno de histéresis se exhibe en todos los sistemas de roca-fluido y es una importante consideración en el modelado matemático de los procesos EOR. Se ha demostrado que la presión requerida para forzar una fase no mojante través de un pequeño capilar puede ser muy grande. Por ejemplo, la caída de presión requerida para forzar gota de petróleo atravezar una constricción cónica que tiene un radio de 0,00062 cm hacia adelante, y de un radio de 0,0015 cm hacia atrás, un ángulo de contacto de 0◦, y una tensión interfacial de 25 dyn / cm es 0,68 psi. Si la gota de petróleo era de 0,01 cm de largo, un gradiente de presión de 2073 psi / ft estaría obligado a mover la caída a través de la constricción. Este es un gradiente de presión enorme, que no se puede lograr en la práctica. Gradientes de presión típicos obtenidos en sistemas de depósito son del orden de 1-2 psi / ft.
Otro factor que afecta la eficiencia de desplazamiento microscópico es el hecho de que dos o más fluidos generalmente fluyen en un proceso EOR. Cuando dos o más fases fluidas están presentes, la saturación de una fase afecta a la permeabilidad de la otra (s), y las permeabilidades relativas tienen que ser consideradas. La Figura 1 es un ejemplo de un conjunto de curvas de permeabilidad relativa representa frente a la saturación de la fase humectante (agua en este caso).
Figura 1. Curvas de permeabilidad relativa típicas para un medio poroso.
En la figura, el agua no fluirá, ya que Krw es cero. Las curvas son fuertes funciones de humectabilidad y hacen exhibir un efecto de histéresis (especialmente para la fase de permeabilidad no humectante).
C. Eficiencia de Desplazamiento Macroscópica
Los factores que afectan la eficiencia de desplazamiento macroscópica son los siguientes: heterogeneidades y anisotropía, la movilidad de los fluidos de desplazamiento en comparación con la movilidad de los fluidos desplazados, la disposición física de los pozos de inyección y de producción, y el tipo de matriz de la roca en la que existe el petróleo.
Heterogeneidades y la anisotropía de una formación petrolifera tienen un efecto significativo en la eficiencia de desplazamiento macroscópico. El movimiento de los fluidos a través del yacimiento no será uniforme si hay grandes variaciones en las propiedades tales como porosidad, permeabilidad y contenido de arcilla. Formaciones de piedra caliza generalmente tienen grandes fluctuaciones en la porosidad y permeabilidad. Además, muchas formaciones tienen un sistema de microfracturas o grandes macrofracturas. Cada vez que una fractura se produce en un yacimiento, los fluidos se inclinará a viajar a través de la fractura debido a la alta permeabilidad de la fractura. Esto puede permitir pasar por alto una cantidad sustancial de petróleo residual. La derivación del petróleo residual por fluidos inyectados es una de las principales razones para el fracaso de muchos proyectos pilotos de EOR. Mucha investigación se está llevando a cabo sobre la manera de mejorar la eficiencia de barrido de fluidos inyectados.
La movilidad es una medida relativa de la facilidad con la que un fluido se mueve a través de medios porosos. La movilidad aparente se define como la relación de la permeabilidad efectiva respecto a la viscosidad del fluido. Puesto que la permeabilidad efectiva es una función de las saturaciones de fluidos, varios movilidades aparentes pueden ser definidas. La relación de movilidad M es una medida de las movilidades aparentes relativa en un proceso de desplazamiento y está dada por la ecuación. (2):
M = movilidad de desplazamiento de fase / movilidad de fase desplazada
Cuando se inyecta un fluido en un medio poroso que contiene tanto el fluido inyectado y un segundo fluido, la movilidad aparente de la fase de desplazamiento se mide por lo general a la saturación media de desplazamiento de fase como la fase de desplazamiento sólo comienza a romper en el sitio de producción. La movilidad aparente de la fase no desplazante se mide en la fase de saturación de desplazamiento que se produce justo antes del comienzo de la inyección de la fase de desplazamiento. La eficiencia de barrido constituyen una función fuerte de la relación de movilidad. El fenómeno llamado digitación viscosa puede tener lugar si la movilidad de la fase de desplazamiento es mucho mayor que la movilidad de la fase desplazada.
La disposición de los pozos de inyección y producción depende principalmente de la geología de la formación y el tamaño (área de extensión) del yacimiento. Cuando un operador está considerando un proyecto de recuperación mejorada de petróleo para un yacimiento dado, él o ella tendrá la opción de usar la disposición de pozos existente o la perforación de nuevos pozos en diferentes lugares. Si el operador opta por utilizar la disposición de pozos existente, puede haber una necesidad de considerar la conversión de los pozos de producción a pozos de inyección o viceversa. Esto requerirá un análisis de tuberias y otros factores para determinar si el equipo existente puede soportar las propiedades de los productos químicos o energía térmica para ser inyectados. Un operador también debería reconocer que cuando un pozo de producción se convierte en un pozo de inyección, la capacidad de producción del yacimiento se reduce. A menudo, esta decisión puede dar lugar a importantes partidas de gastos en el proyecto en general y debe implicar una gran cantidad de consideración. El conocimiento de los efectos de permeabilidad direccional y otras heterogeneidades puede ayudar en la consideración de los arreglos así. La presencia de fallas, fracturas y vetas de alta permeabilidad podría dictar el cierre en un pozo cerca de una de estas heterogeneidades. Tendencias de permeabilidad direccionales podrían conducir a una pobre eficiencia de barrido en un patrón desarrollado y podrían sugerir que el patrón sea alterado en una dirección o que se utilice un patrón diferente.
Las formaciones de arenisca se caracterizan por una geometría de poro más uniforme que la de calizas. Las calizas tienen grandes agujeros (Vugs) y pueden tener fracturas importantes, que a menudo están conectadas. Las formaciones de piedra caliza están asociadas con aguas connadas que puede tener altos niveles de iones divalentes, tales como Ca2+ y Mg2+. Porosidad vugular y alto contenido de iones divalentes en sus aguas connadas obstaculizan la aplicación de procesos de recuperación mejorada de petróleo en los yacimientos de piedra caliza. A la inversa, una formación de arenisca puede estar compuesta de granos de arena de pequeños tamaños y ser tan compactas que los fluidos no fluiran fácilmente a través de la formación.
D. Correlación del Número Capilar
En un sistema de mojado con agua, durante las primeras etapas de una inyección de agua, la salmuera existe como una película alrededor de los granos de arena y el petróleo llena el espacio de los poros restante. En un tiempo intermedio durante la inundación, la saturación de petróleo ha disminuido y existe en parte como una fase continua en algunos canales de poros pero como gotitas discontinuas en otros canales. Al final de la inundación, cuando el petroleo se ha reducido a la saturación de petróleo residual Sor, el petróleo existe principalmente como una fase discontinua de gotitas o glóbulos que han sido aislados y atrapados por el desplazamiento de salmuera.
La inyección de agua en un sistema mojado por petróleo produce una distribución de fluido diferente a la Sor. En la inyección de agua temprana, la salmuera forma recorridos de flujo continuo a través de las partes centrales de algunos de los canales de poros. La salmuera entra más y más de los canales de poros conforme la inyección de agua progresa. En la saturación de petróleo residual, la salmuera se ha introducido en un número suficiente de canales de poros para cortar el flujo de petróleo. El petróleo residual queda como una película alrededor de los granos de arena. En los canales de circulación más pequeños esta película puede ocupar todo el espacio vacío.
La movilización de la saturación de petróleo residual en un sistema de mojado por agua requiere que los glóbulos discontinuos pueden conectarse para formar un canal de flujo. En un medio poroso mojado por petróleo, la película de petróleo alrededor de los granos de arena tiene que ser desplazada a grandes canales de poros y estar conectada en una fase continua antes de que pueda ser movilizada. La movilización de petróleo se rige por las fuerzas viscosas (gradientes de presión) y las fuerzas de tensión interfacial que existen en el sistema de petróleo-agua grano de arena.
Ha habido varias investigaciones sobre los efectos de las fuerzas viscosas y las fuerzas de tensión interfacial en la captura y movilización de aceite residual. Se han desarrollado a partir de estos estudios de correlaciones entre un parámetro adimensional llamado el número capilar Nvc y la fracción de petróleo recuperado. El número capilar es la relación de fuerzas viscosas a las fuerzas de tensión interfacial y se define por la ecuación. (3):
Nvc = Vμw/γow = K0 P/φγowL
Donde: V es la velocidad de Darcy, mW es la viscosidad del fluido desplazador, γow es la tensión interfacial entre los fluidos desplazados y el fluido desplazador, K0 la permeabilidad efectiva de la fase desplazada, φ la porosidad, y P / L asocia la caída de presión con la velocidad de Darcy.
Figura 2. Correlación del numero capilar.
La Figura 2 es una representación esquemática de la correlación del número capilar. La correlación sugiere que un número capilar mayor que 10^-5 es necesario para la movilización de gotitas de petróleo no conectadas. El número capilar aumenta a medida que aumentan las fuerzas viscosas ó cuando las fuerzas de las tensiones interfaciales disminuyen.
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