Producción primaria.docx

155
Producción primaria, secundarla y terciaria Las operaciones de recuperación de petróleo han sido tradicionalmente subdi vididas en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria. Históricamente, estas etapas describen la producción de un yacimiento como una secuencia cronológica. La eta pa primaria, de producción inicial, resulta del desplazamiento por la energía natural existente en el yacimiento. La secundaria, que actualmente es casi sinónima de in yección de agua, se implementa usualmente después de la declinación de la produc ción primaria. Entre estos procesos, los tradicionales son: la inyección de agua y la in yección de gas. La recuperación secundaria resulta del aumento de la energía natural, al inyectar agua o gas para desplazar el petróleo hacia los pozos productores. En el caso del gas, se inyecta en la capa de gas para mantener la presión y expandirla, o dentro de la columna de petróleo en los pozos para el desplazamiento inmiscible del petróleo, de acuerdo con las condiciones de permeabilidad relativa y barrido volumétrico. Los procesos de gas basados en otros mecanismos, como hinchamiento del petróleo, reducción de la viscosidad del petróleo, o comportamiento de fases favorable, se consideran procesos EOR. Debido a que un desplazamiento inmiscible de gas es, por lo general, menos efi ciente que una inyección de agua, hoy en día se usa muy pocas veces como proceso secundario. En cuanto a la recuperación terciaria, la tercera etapa de producción, es la que se obtiene después de la inyección de agua (o cualquier otro proceso secundario utiliza do). Los procesos terciarios utilizan gases miscibles, químicas y/o energía térmica para desplazar petróleo adicional después de que un proceso secundario se vuelve no ren table1. La Fa.gura 1.1 presenta un esquema de los diferentes mecanismos de produc ción de petróleo2.

Transcript of Producción primaria.docx

Page 1: Producción primaria.docx

Producción primaria, secundarla y terciaria

Las operaciones de recuperación de petróleo han sido tradicionalmente subdi vididas en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria. Históricamente, estas etapas describen la producción de un yacimiento como una secuencia cronológica. La eta pa primaria, de producción inicial, resulta del desplazamiento por la energía natural existente en el yacimiento. La secundaria, que actualmente es casi sinónima de in yección de agua, se implementa usualmente después de la declinación de la produc ción primaria. Entre estos procesos, los tradicionales son: la inyección de agua y la in yección de gas.

La recuperación secundaria resulta del aumento de la energía natural, al inyectar agua o gas para desplazar el petróleo hacia los pozos productores. En el caso del gas, se inyecta en la capa de gas para mantener la presión y expandirla, o dentro de la columna de petróleo en los pozos para el desplazamiento inmiscible del petróleo, de acuerdo con las condiciones de permeabilidad relativa y barrido volumétrico. Los procesos de gas basados en otros mecanismos, como hinchamiento del petróleo, reducción de la viscosidad del petróleo, o comportamiento de fases favorable, se consideran procesos EOR. Debido a que un desplazamiento inmiscible de gas es, por lo general, menos efi ciente que una inyección de agua, hoy en día se usa muy pocas veces como proceso secundario.

En cuanto a la recuperación terciaria, la tercera etapa de producción, es la que se obtiene después de la inyección de agua (o cualquier otro proceso secundario utiliza do). Los procesos terciarios utilizan gases miscibles, químicas y/o energía térmica para desplazar petróleo adicional después de que un proceso secundario se vuelve no ren table1. La Fa.gura 1.1 presenta un esquema de los diferentes mecanismos de produc ción de petróleo2.

Figura 1.1. Mecanismos de producción de petróleo (según NIPER2).

La desventaja de considerar las tres etapas como una secuencia cronológica es que muchas operaciones de producción de los yacimientos no se llevan a cabo en el orden especificado. Un buen ejemplo es la producción de petróleo pesado que ocurre en todo el mundo: si el crudo es suficientemente viscoso, no puede fluir a tasas econó micas mediante empujes de energía natural, de tal manera que la producción primaria sería insignificante; tampoco la inyección de agua sería factible, por lo que el uso de energía térmica podría ser la única forma para recuperar una cantidad significativa de petróleo. En este caso, un método considerado como terciario en una secuencia cro nológica de agotamiento, podría ser utilizado como el primer, y quizás el único, proce so por aplicar.

Page 2: Producción primaria.docx

En otras situaciones, Jos denominados procesos terciarios podrían ser aplicados como operaciones secundarias en lugar de la inyección de agua. Esta acción puede ser determinada por factores como la naturaleza del proceso terciario, la disponibilidad de Jos fluidos para inyectar y la economía. Por ejemplo, si antes de aplicar un proceso ter-

darlo se observa que una inyección de agua disminuiría su efectividad, entonces la etapa de inyección de agua podría ser relegada.

Debido a estas situaciones, el término "recuperación terciaria" ha caído en desu so en la literatura de ingeniería de petróleo y la designación de métodos EOR ha venido a ser la más aceptada 1• Así, como se observa en la Figura 1.2, actualmente los proce sos de recobro de petróleo se clasifican en convencionales y procesos EOR3•

Recuperación Primaria

:-"-• -+ -

1 Recuperación

1 Secundaria

1 Inyección de Recuperación Mantenimiento

1 Agua y/o Gas Terciaria de Presión

Térmicos Gases MisciblesQuímicos Otros e lnmiscibles

Inyección de agua caliente Inyección cíclica de vapor Inyección continua de vapor SAGD

Hidrocarburos Nitrógeno Gases Inertes C02

Page 3: Producción primaria.docx

Soluciones alcalinas

Polímeros Soluciones micelares

Surfactantes

Bacterias &

E

Q.

Combustión Espumas

Electromagnetismo

Figura 1.2. Di'ferentes procesos de recobro de petróleo (según Satter y Thakur3).

Otro concepto asociado se designa con el término IOR (del inglés lmproved Oil Recovery ), que se refiere a las medidas que se toman durante las etapas de recupera ción primaria y secundaria para incrementar el recobro de petróleo 1•4 • Incluye lo con cerniente a EOR y, además, otras actividades como: caracterización de los yacimien tos, mejoramiento de la gerencia de los yacimientos y perforaciones interespaciadas.

2. Mecanismos de producción primaria

Larecuperación primaria resulta de la utilización de las fuentes de energía natural presentes en los yacimientos para el desplazamiento del petróleo hacia los pozos pro ductores. Tales fuentes son: el empuje por agua, el empuje por gas en solución, la ex pansión de la roca y de los fluidos, el empuje por capa de gas y el drenaje por gravedad.

2.1. Empuje por agua

Page 4: Producción primaria.docx

Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yaci núento y una roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que puede estar por debajo de todo el yacimiento o de parte de él. A menudo los acuíferos se encuen tran en el margen del campo, como se observa en la Figura 1.3.

Pozos de

/producción"'-,.

Figura 1.3. Yacimiento con empuje de agua (según Willhite5).

El agua en un acuífero está comprimida. pero a medida que la presión del yaci miento se reduce debido a la producción de petróleo, se expande y crea una invasión natural de agua en el Umite yacimiento-acuífero. La energía del yacimiento también aumenta por la compresibilidad de la roca en el acuífero.Cuando éste es muy grande y contiene suficiente energía, todo el yacimien to puede ser invadido con esa agua. Tal como se observa en la Figura 1.4, en algunos yacimientos de empuje hidráulico se pueden obtener eficiencias de recobro -fntre un 30 y un 50% del petróleo original insitu (POES). La geología del yacimiento, Ja heterogeneidad, y la posición estructural son variables importantes que afectan la eficiencia del recobro. Yacimientos con un fuerte empuje de agua han sido descubiertos en todo el mundo, por ejemplo Campo East en Texas, los yacimientos de Arbuckle en Kansas,los yacimientos de Tensleep en Wyoming y los yacimientos de los campos Silvestre y Sinco en Barinas y Lama del lago de Maracai bo, en Venezuela

La extensión del acuífero y su capacidad energética no se conoce hasta que se tienen datos de la producción primaria, a menos que se cuente con una extensa infor mación geológica sobre él proveni ente de perforaciones o de otras fuentes. Una medi da de la capacidad del empuje con agua, se obtiene de la presión del yacimiento a de terminada tasa de extracción de los fluidos, lo cual permite calcular el influjo de agua.

1. Expansión de la roca y de los fluidos

2. Empuje por gas en solución

3. Empuje por capa de gas

4. Empuje por agua

5. Drenaje por graveda

Page 5: Producción primaria.docx

Figura 1.4. Recobro de petróleo por los diferentes mecanismos de producción primaria (según Satter y Thakur3).

Si el acuífero no puede suministrar suficiente energía para alcanzar las tasas deseadas de extracción de los fluidos, manteniendo la presión del yacimiento, se puede implementar un programa de inyección de agua en el borde de éste para suplementar su energía natu ral. Este programa se denomina mantenimiento de presión con inyección de agua.

Se concluye que yacimientos con un fuerte acuífero son por su naturaleza invadi dos por esta agua. No obstante, la heterogeneidad del yacimiento puede limitar el efec to del empuje natural de agua en algunas porciones del mismos.

2.2. Empuje por gas en solución

El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los yaci mientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la presión del ya cimiento disminuye, debido a la extracción de los fluidos, el gas se desprende, se ex pande y desplaza el petróleo del yacimiento hacia los pozos productores, tal como se observa en la Figura 1.5.

Laeficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en so lución, de las propiedades de la roca y del petróleo y de la estructura geológica del yaci miento. Los recobros que se logran son bajos, en el orden de un 1O a 30% del POES, de bido a que el gas en el yacimiento es más móvil que la fase petróleo (Figura 1.4). A me dida que la presión declina, el gas fluye a una tasa más rápida que la del petróleo, pro vocando un rápido agotamiento de la energía del yacimiento, lo cual se nota en el in cremento de las relaciones gas-petróleo (RGP) del campo. Los yacimientos con empu je por gas en solución son usualmente buenos candidatos para la inyección de aguas.

6 Magdalena Paria de Ferrer

Figura 1.5. Empuje por gas en solución (según Willhite5).

Page 6: Producción primaria.docx

2.3. Expansión de la roca y de los fluidos

Un petróleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que el requerido para saturar el petróleo a la presión y temperatura del yacimiento. Cuando el petróleo es altamente subsaturado, mucha de la energfa del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos;como consecuencia, la presión declina rápi damente a medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbu jeo. Entonces, el empuje por gas en solución se transforma en la fúente de energfa para el desplazamiento de los fluidos.

Un yacimiento subsaturado se puede identificar por los datos de presión del yaci miento, realizando un análisis de los fluidos del yacimiento o mediante un comporta miento PVf. Estos yacimientos son buenos candidatos para la inyección c1f' agua con el fin de mantener alta la presión del yacimiento y para incrementar la re<:uperación de petróleo5.

2.4. Empuje por capa de gas

Cuando un yacimiento tiene una capa de gas muy grande, como se muestra en la Figura 1.6, debe existir una gran cantidad de energfa almacenada en forma de gas comprimido, el cual provoca la expansión de la capa a medida que los fluidos se ex traen del yacimiento, de modo que el petróleo se desplaza por el empuje del gas ayu dado por el drenaje por gravedad. La e?'J)ansión de la capa de gas está Umitada por el rúvel deseado de la presión del yacimiento y por la producción de gas después que los conos de gas llegan a los pozos productores.

Inyección de él8\la y gas en yacimientos petrolíferos 7

Pozos de

producción

Page 7: Producción primaria.docx

Figura 1.6. Yacimientos con empuje por capa de gas (según Willhite5).

Los yacimientos con capa de gas muy grande no se consideran como buenos candidatos para la inyección de agua; en su lugar, se utiliza la inyección de gas para mantener la presión dentro de la capa. Cuando en tales yacimientos eXiste una zona de agua en el fondo,se•puede aplicar un programa combinado deinyección de agua y gas, tal como se observa en la Figura 1.7. Se deben tomar precauciones con estos progra mas combinados de inyección, ya que existe el riesgo de que el petróleo sea desplaza do hacia la región de la capa de gas y quede atrapado al final de la invasións.

Page 8: Producción primaria.docx

Pozo de producción

Pozos de inyección

de gas ',.

Pozo de

producción

Pozo de inyección áe agua

Page 9: Producción primaria.docx

Figura 1.7. Empuje combinado de inyección de agua y gas (según Willhite5) .

Tabla 1.1

Características de los mecanismos de producción primaria (según Thakur y Satter6)

Mecanismo

Presión del yacimiento

RGP

Producción de agua

Eficiencia

Otros

1. Empuje por agua

Permanece alta. La

Permanece baja, si la

Aumenta

35a80%

N calculado por

presión es sensible a presión permanece apreciablemente y Promedio 50%balance de

las tasas de

producción de alta los pozos buzamiento

Page 10: Producción primaria.docx

abajo producen agua materiales aumenta cuando we no se

petróleo, agua y gas temprano considera

2. Empuje por gas en

Declina rápida y

Primero baja, luego

Ninguna (excepto en

5a35%

Requiere bombeo al

solución continuamente sube a un máximo y yacimientos con alta Promedio 20%comienzo de la

cae nuevamente Sw) producción

3. Expansión de la

Declina rápida y

Permanece baja y

Ninguna (excepto en

1 a 10%

roca y de los fluidos continuamente constante yacimientos con alta Promedio3%

P;>Pb Sw)

4. Empuje por capa

Cae suave y

Aumenta

Ausente o

20a40%

Page 11: Producción primaria.docx

La ruptura del gas en

de gas continuamente continuamente en insignificante Promedio > 25% los pozos buzamiento

pozos buzamiento abajo indica un

arriba empuje por capa de

gas

5. Drenaje por

Declina rápida y

Permanece baja en

Ausente o

40a80%

Cuando k es > 200

gravedad continuamente pozos buzamiento insignificante Promedio 60% md, y el buzamiento

abajo y alta en pozos es> 10°yla¡.¡.0 baja

buzamiento arriba (<Sep.)

Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos 9

2.5. Drenaje por gravedad

El drenaje por gravedad puede ser un método primario de producción en yaci mientos de gran espesor que tienen una buena comunicación vertical y en los que tie nen un marcado buzamiento. El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas debe migrar a la parte más alta de la estructura o al tope de la formación para llenar el espacio formalmente ocupado por el petróleo y crear una capa secundaria de gas. La migración del gas es relativamente rápida comparada con el

Page 12: Producción primaria.docx

drenaje del petróleo, de forma que las tasas de petróleo son controladas por la tasa del drenaje del petróleo.

El drenaje por gravedad es un mecanismo importante de producción en varios ya cimientos de California. Sin embargo, como estos yacimientos contienen crudos pesa dos no son candidatos para la inyección de agua5•

La Tabla 1.1 muestra un resumen y algunas características importantes de los mecanismos de producción primaria presentes en los yacimientos de petróleo6•

Un aspecto común a todos los mecanismos de agotamiento o de recuperación primaria es el hecho de que para que los mismos actúen debe existir una reducción de presión en el yacimiento; por esta razón, cuando en algún momento de la vida de un yacimiento se inicia un proceso de inyección de fluidos que mantiene total o parcial mente la presión promedio del yacimiento, se está reemplazando, total o parcialmente según el grado de mantenimiento de presión, un mecanismo primario por uno de recu peración secundaria o adicional, basado principalmente en el desplazamiento inmisci ble del fluido en el yacimiento (petróleo) por el fluido inyectado (agua o gas). Laefecti vidad y rentabilidad de este reemplazo de mecanismo en cualquier etapa de la vida de un yacimiento, determina el momento óptimo en que se debe iniciar un proceso de in yección de fluidos7:

Referencias bibliográficas

l. Green, D.W. y Willhite, G.P.: Enhanced Oil Recovery, Textbook Series, SPE, Richardson, TX (1998) 6.

2. Nationallnstitute for Petroleum and Energy Research (NIPER): Enhanced Oil Recovery ln formation, Bartlesville-Oklahoma (Abrill986).

3. Satter, A. y Thakur, G.: Integrated Petroleum Reserooir Management, PennWell Publishing Company, Tulsa-Oklahoma (1994).

4. Farouq Alí, S.M. y Thoma,s, S.: The Promise and Problems of Enhanced Oil Recovery Methods, JCPT (Sept. 1996) Vol. 35, N" 7.

5. Willhite, G.P.: Waterflooding, Textbook Series, SPE, Richardson,TX (1986) 3.

6. Thakur, G. y Satter, A.: Integrated Waterflood Asset Management, Pennwell Publishing Company, Tulsa-Oklahoma (1998).

7. Fino!, A.: Comunicación Personal.

Page 13: Producción primaria.docx

Capítulo 2

Métodos convencionales de recobro adicional

l. Introducción

Las fuerzas primarias que actúan en los yacimientos de petróleo como mecanis mos de recuperación de petróleo, generalmente se han complementado mediante la inyección de agua y de gas como procesos secundarios de recobro con el fin de au mentar la energía y, en consecuencia, aumentar el recobro. Posteriormente se han uti lizado otros procesos mejorados de recuperación de petróleo, pero su aplicación ha estado limitada por la rentabilidad que se requiere para su explotación comercial. Por estas razones, la inyección de agua y de gas continúan siendo los métodos convencio nales más utilizados para obtener un recobro extra de petróleo de los yacimientos.

2. Inyección de agua

La inyección de agua tuvo sus comienzos en la ciudad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 18651• Como sucede frecuentemente en el desarrollo de nue vas tecnologías, la primera

Page 14: Producción primaria.docx

inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, prove niente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas su perficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo pro ductor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos2 • En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros años de 1890, cuando los operadores notaron que el agua que había entrado a la zona productora ha bía mejorado la producción.

Para 1907, la práctica de la inyección de agua tuvo un apreciable impacto en la producción de petróleo del Campo Bradford 3. El primer patrón de flujo, denominado una invasión circular, consistió en inyectar agua en un solo pozo; a medida que aumen taba la zona invadida y que los pozos productores que la rodeaban eran invadidos con agua, éstos se iban convirtiendo en inyectores para crear un frente más amplio. Este método se expandió lentamente en otras provincias productoras de petróleo debido a varios factores, especialmente a que se entendía muy poco y a que muchos operado-

11

res estuvieron en contra de la inyección de agua dentro de la arena. Además, al mismo tiempo que la inyección de agua, se desarrolló la inyección de gas, generándose en al gunos yacimientos un proceso competitivo entre ambos métodos.

En 1921, la invasión circular se cambió por un arreglo en línea, en el cual dos filas de pozos productores se alternaron en ambos lados con una línea igual de pozos inyec tores. Para 1928, el patrón de línea se reemplazó por un arreglo de 5 pozos 3• Después de 1940, la práctica de la inyección de agua se expandió rápidamente y se permitieron ma yores tasas de inyección-producción. En la actualidad, es el principal y más conocido de los métodos de recupera-

ción secundaria, constituyén dose en el proceso que más ha contribuido al recobro del pe

tróleo extra4• Hoy en día, más

Entrada

Page 15: Producción primaria.docx

Salida

de la mitad de la producción de agua

mundial de petróleo se debe a

la inyección de agua. La Figu- ra 2.1 presenta un esquema del desplazamiento de petró

de agua

y petróleo

leo por agua en un canal de

flujo.

Figura 2.1. Esquema del desplazamiento de petróleo por

agua en un canal de flujo (según Clark5).

2.1. Tipos de inyección6 7• s

De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes:

2.1.1. Inyección periférica o externa

Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yaci miento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso, como se obser va en la Figura 2.2, el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua-petróleo.

Características:

Page 16: Producción primaria.docx

l. •Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la es tructura del mismo favorece la inyección de agua.

2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.

Ventajas:

l. Se utilizan pocos pozos.

2. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar po zos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en áreas donde se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande.

Yacimiento anticlinal con un acuifero en el fondo

Plan

6 Pozo inyector O Pozo productor

Page 17: Producción primaria.docx

Yacimiento monoclinal inyectando agua por los flancos

------------P-la-n--------

6 Pozo inyector O Pozo productor

Figura 2.2. Inyección de agua externa o periférica (según Lati19).

3. No es indispensable una buena descripción del yacimiento para iniciar el pro ceso de invasión con agua por flancos.

4. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua. En este tipo de proyecto, la producción de agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la última fila de

Page 18: Producción primaria.docx

pozos productores. Esto disminuye los costos de las instalaciones de producción de superficie para la separación agua-petró leo.

Desventajas:

l. Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.

2. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como sí es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos.

3. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa parte de los yacimientos.

4. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre .la periferia y el yaci miento.

5. El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la recupera ción de la inversión es a largo plazo.

2.1.2. Inyección en arreglos o dispersa

Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petró leo/gas) del volumen invadido hacia los

6-----6 ó

Page 19: Producción primaria.docx

pozos productores. Este tipo de inyec ción también se conoce como inyección

Pozo de'

producción 1

J:1 o

--h ó

de agua interna, ya que el fluido se inyec ta en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores, como se observa en la Figura 2.3.

Características:

l. La selección del arreglo depen de de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad (k), de la porosidad (<!>)y del nú mero y posición de los pozos existentes.

o/ fo\ o

Page 20: Producción primaria.docx

Figura 2.3. Inyección de agua en un arreglo de 5 pozos (según Craig y coi.lO).

2. Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión areal.

3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos productores exis tentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En am bos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, si milar a la utilizada en la fase primaria de recobro.

Ventajas:

l. Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buza mientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, de-

bido a que la distancia inyector-productor es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad.

2. Rápida respuesta del yacimiento.

3. Elevada eficiencia de barrido areal.

4. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo.

5. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.

6. Rápida respuesta en presiones.

7. El volumen de la zona de petróleo es grande en un período corto.

Desventajas:

l. En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor in versión, debido al alto número de pozos inyectores.

Page 21: Producción primaria.docx

2. Requiere mejor descripción del yacimiento.

3. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recur sos humanos. Es más riesgosa.

Es importante señalar que la práctica de arreglos geométricos regulares para ubi car los pozos inyectores es algo que cada día se usa menos, ya que con los avances en descripción de yacimientos, al tener una buena idea de las características de flujo y la descripción sedimentológica, es posible ubicar productores e inyectores en forma irre gular, pero aprovechando al máximo el conocimiento de las características del yaci miento y optimizando el número de pozos.

3. Inyección de gas

La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el reco bro de petróleo y se usó inicialmente a comienzos del año 19006• 7• 8• 11, con fines de mantenimiento de presión. Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicaciones que fueron calificadas como proyectos de recuperación secundaria, ya que el gas inyecta do, además de aumentar la energía del yacimiento, debía desplazar el petróleo y, gene ralmente, al final de los proyectos de inyección de gas se lograba un recobro adicional de petróleo desinflando o agotando aceleradamente la presión del yacimiento.

Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petróleo adicional que puede obtenerse por la inyección de gas. Ferrer7 señala como las más importantes: las propiedades de los fluidos del yacimiento, el tipo de empuje, la geometría del yaci miento, la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedades de la roca y la temperatura y presión del yacimiento.

El sólo propósito de mejorar los métodos de producción justifica, en la mayoría de los casos, la inyección de gas; como éste es más liviano que el petróleo, tiende a for-

Figura 2.4. Esquema del desplazamiento de petróleo por gas en el medio poroso (según Clark5).

Page 22: Producción primaria.docx

mar una capa artificial de gas bien definida, aun en formaciones de poco buzamiento. Si la producción se extrae de la parte más baja de la capa, dará como resultado una for ma de conservación de energía y la posibilidad de mantener las tasas de producción relativamente eleva das, recobrando en un tiempo más corto lo que por medio natural re queriría un período más largo. Ade más, el gas disuelto en el petróleo disminuye su viscosidad y mantie

ne alta la presión y, en consecuencia, los pozos productores pueden mantener la tasa de producción a un nivel más elevado durante la vida productiva del campo. La Figu ra 2.4 muestra un esquema del desplazamiento de petróleo por gas en un canal poroso.

Otros beneficios de la inyección de gas es que, en muchas ocasiones, cuando los organismos oficiales no permiten el desperdicio del gas, es recomendable con servarlo para futuros mercados y, en ese caso, se inyecta en un yacimiento para alma cenarlo. Además, como se dispone de gas en algunas áreas de producción, ya sea del mismo yacimiento que se está explotando o de otras fuentes, y como es un fluido no reactivo con las rocas del yacimiento, puede inyectarse sin presentar mayores dificul tades.

3.1. Tipos de inyección

Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos generales: inyec ción de gas interna o dispersa e inyección de gas externa.

3.1.1. Inyección de gas interna o dispersa

Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se apli ca, por lo general, en yacimientos con empuje por gas en solución, sin capa de gas ini cial y donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyec tado emerge junto con el petróleo al poco tiempo de haber sido inyectado.

Características:

l. Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y relativamente delgados.

2. Generalmente, se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección se colocan formando cierto arreglo geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a

Page 23: Producción primaria.docx

través de la zona productiva del yacimiento. Como se muestra en la Figura 2.5, la selección de dichos pozos y el tipo de

o Pozo productor 6 Pozo inyector - Lineas de simetría • • • Unidad del arreglo

Figura 2.5. Selección de diferentes patrones de 5 pozos para la inyección de gas dispersa.

arreglo dependen de la configuración del yacimiento con respecto a la estruc tura, al número y a la posición de los pozos existentes, de la continuidad de la arena y de las variaciones de porosidad y permeabilidad.

3. La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja.

Ventajas:

l. Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas más apropiadas.

2. La cantidad de gas inyectado puede optimarse mediante el control de la pro ducción e inyección de gas.

Desventajas:

l. Generalmente, la eficiencia del recobro mejora muy poco o nada como conse cuencia de la posición estructural o drenaje por gravedad. Sin embargo, la ex periencia de la inyección de gas en yacimientos del Campo Oveja en Venezue la (12-14 °API), ha mostrado que la segregación gravitacional ha sido el princi pal mecanismo de recobro (20-30%).

2. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de in yección externa.

Page 24: Producción primaria.docx

3. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originan que la efi ciencia del recobro sea inferior a lo que se logra por la inyección externa.

4. La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costos de opera ción y de producción.

3.1.2. Inyección de gas externa

Se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria (Figura 2.6).

Figura 2.6. Inyección de gas externa (según Lati19).

Plan

ti Pozo inyector O Pozo productor

Page 25: Producción primaria.docx

Por lo general, se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregación debido a la influencia de las fuerzas de gravedad.

Características:

1. Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace el petróleo.

2. Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales, >200 md.

3. Los pozos de inyección se colocan de manera que se logre una buena distribu ción areal del gas inyectado, a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad de pozos requeridos para un determinado yaci miento depende de la inyectividad y de los puntos de inyección que se requie ran.

Ventajas:

En comparación con lo que se obtiene con la inyección interna:

1. La eficiencia de barrido areal en este tipo de inyección es superior.

2. Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores.

3. El factor de conformación o eficiencia de barrido vertical es generalmente mayor.

Desventajas:

l. Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento.

2. Es necesario controlar la producción de gas libre dela zona de petróleo.

3. Las intercalaciones de lutitas, así como las barreras, son inconvenientes para

la inyección de gas externa.

4. Factores que controlan la recuperación por inyección de agua y gas

Page 26: Producción primaria.docx

Al determinar la factibilidad de llevar a cabo un proceso de inyección de agua o

de gas en un yacimiento, se deben considerar los siguientes factoresG:

4.1. Geometria del yacimiento

Uno de los primeros pasos alrecabar lainformación de unyacimiento para un es tudio de inyección, es determinar su geometría, pues su estructura y estratigrafía con trolan la localización de los pozos y,en gran medida,determinan los métodos por los cuales elyacimiento puede serproducido a través de prácticas de inyección de agua o de gas.

La estructura es elprincipal factor que gobierna la segregación gravitacional .Asf , en presencia de altas permeabilidades, la recuperaciónpor segregación gravitacional, particularmente en yacimientos de petróleo, puede reducirla saturación de petróleo a un valor al cual no resulta económica la aplicación delainyección de agua. La Figu ra 2.7 muestra la unidad geológica delyacimiento LL-03 dellago de Maracaibo14•

Inyección de agua: LL-03 Fase 1

DATOS BÁSICOS

Area:523 acres

h :79 pies

0 :27%

k: 2900 md

,,: 47 cp

Page 27: Producción primaria.docx

ARREGLO INYECCIÓN

T1po de Arreglo: Linea 3:1

N' Pro.: 18

N" lny.: 19

N• Patrones: 7

Si existe una estructura apropiada y la saturación de petróleo justifica un proceso de inyección de agua, la adaptación de una invasión periférica puede producir mejores eficiencias de barrido areal que una inyección en un patrón de línea directa. La existen cia de zonas con altos relieves sugieren la posibilidad de un programa de inyección de gas. La forma del campo y la presencia o no de una capa de gas también influenciará en esta decisión.

La mayoría de las operaciones de inyección de agua han sido llevadas a cabo en campos que exhiben un moderado relieve estructural, donde la acumulación de petró leo se encuentra en trampas estratigráficas. Como estos yacimientos por regla general, han sidó producidos con empuje por gas en solución y no han recibido beneficios de un empuje natural de agua o de otro tipo de energía de desplazamiento, usualmente. poseen altas saturaciones de petróleo después de una producción primaria, hacién dose atractivos para operaciones de recuperación secundaria. Así, la localización de los pozos de inyección y producción debe adaptarse a las propiedades y condiciones que se conocen de la arena.

A menudo es importante realizar un análisis de la geometría del yacimiento y de su comportamiento pasado, para definir la presencia y la fuerza de un empuje de agua y así decidir sobre la necesidad de inyección suplementaria, pues ésta puede ser inne cesaria si existe un fuerte empuje natural de agua. Tal decisión depende también de la existencia de problemas estructurales como fallas o presencia de lutitas, o de cual quier otro tipo de barrera de permeabilidad. Por otra parte, un yacimiento altamente fa llado hace poco atractivo cualquier programa de inyección.

4.2. litología

Page 28: Producción primaria.docx

La litología tiene una profunda influencia en la eficiencia de la inyección de agua o de gas en un yacimiento en particular. De hecho, la porosidad, la permeabilidad y el contenido de arcilla son factores litológicos que afectan el proceso de inyección. En al gunos sistemas complejos, una pequeña porción de la porosidad total, como por ejem plo las porosidades creadas por fracturas, tendrán suficiente permeabilidad para facili tar las operaciones de inyección de agua. En estos casos, solamente se ejercerá una pequeña influencia sobre la porosidad de la matriz, la cual puede ser cristalina, granu lar, o vugular. La evaluación de estos efectos requiere de estudios de laboratorio y de un estudio detallado del yacimiento, y también pueden hacerse mediante pruebas pi lotos experimentales.

Existen evidencias de laboratorio de que la diferencia entre la composición mine ralógica de los granos de arena y la del material cementante que se ha observado en varias arenas petrolíferas después de haber sido invadidas con agua, puede ocasionar diferencias en la saturación de petróleo residual. Estas diferencias dependen no sólo de la composición mineralógica de la roca del yacimiento, sino también de la composi ción de los hidrocarburos presentes en ella. Benner y Bartell 15 han demostrado que en ciertas condiciones los constituyentes básicos presentes en algunos tipos de petróleo

causan que el cuarzo se tome hidrofóbico, debido a su adsorción en la superficie de los granos de arena. De manera similar, los constituyentes ácidos presentes en otros tipos de petróleo vuelven la calcita hidrofóbica. No se han determinado suficientes datos para pronosticar el efecto que tienen sobre el recobro las variaciones en el grado de hu mectabilidad de las paredes de los poros, por agua o por petróleo.

A pesar de que se conoce que la presencia de mineral arcilloso en algunas arenas petrolíferas puede taponar los poros por hinchamiento o floculación al inyectar agua, no existen datos disponibles sobre la extensión de este problema, pues eso depende de la naturaleza de dicho mineral; no obstante se puede obtener una aproximación de estos efectos mediante estudios de laboratorio. Se sabe por ejemplo, que el grupo de la montmorillonita es el que más puede causar una reducción de la permeabilidad por hinchamiento y que la kaolinita es la que causa menos problemas. La extensión que puede tener esta reducción de permeabilidad también depende de la salinidad del agua inyectada; de hecho, usualmente se sustituye el agua fresca por salmueras para propósitos de invasión.

4.3. Profundidad del yacimiento

Page 29: Producción primaria.docx

La profundidad del yacimiento es otro factor que debe considerarse en una inva sión con agua ya que: a) si es demasiado grande para permitir reperforar económica mente y si los pozos viejos deben ser utilizados como inyectores y productores, no se pueden esperar altos recobros; b) en los yacimientos profundos, las saturaciones de petróleo residual después de las operaciones primarias son más bajas que en yaci mientos someros, debido a que estuvo disponible un gran volumen de gas en solución para expulsar el petróleo y a que el factor de encogimiento fue grande y, por lo tanto, ha quedado menos petróleo; y e) grandes profundidades permiten utilizar mayores pre siones y un espaciamiento más amplio, si el yacimiento posee un grado suficiente de uniformidad lateral.

Se debe actuar con mucha precaución en yacimientos pocos profundos donde la máxima presión que puede aplicarse en operaciones de inyección está limitada por la profundidad del yacimiento. Durante la inyección de agua, se ha determinado que existe una presión crítica -usualmente aproximada a la presión estática de la columna de roca superpuesta sobre la arena productora y cerca de 1 lpc/pie de profundidad de la arena- que al excederla, ocasiona que la penetración del agua expanda aberturas a lo largo de fracturas o de cualquier otro plano de fallas, así como juntas o posibles pla nos de estratificación. Esto da lugar a la canalización del agua inyectada o al sobrepaso de largas porciones de la matriz del yacimiento. Consecuentemente, en operaciones que implican un gradiente de presión de O.75lpc/pie de profundidad, generalmente se permite suficiente margen de seguridad para evitar fracturamiento. A fin de prevenir cualquier problema, debe tenerse en cuenta la información referente a presión de frac tura o de rompimiento en una localización determinada, ya que ella fijará un límite su perior para la presión de inyección. Estas consideraciones también influyen en la se-

lección del equipo y en el diseño de planta, así como en el número y localización de los pozos inyectores. El elevado gradiente de presión del agua permite tener menores pre siones de inyección en el cabezal del pozo que en el caso de inyección de gas, lo cual es una ventaja en yacimientos profundos como los del Norte de Monagas en Venezuela.

4.4. Porosidad

La recuperación total de petróleo de un yacimiento es una función directa de la porosidad, ya que ella determina la cantidad de petróleo presente para cualquier por centaje de saturación de petróleo dado. Como el contenido de este fluido en una roca de yacimiento varía desde 775,8 hasta 1.551,6 Bbls/acre-pie para porosidades de 1O y 20%, respectivamente, es importante tener una buena confiabilidad en estos datos. Esta propiedad de la roca es muy variable: algunas veces oscila desde 1O hasta 35% en una zona individual; otras, como en calizas y dolomitas,

Page 30: Producción primaria.docx

puede variar desde 2 hasta 11% debido a fracturas; y en rocas llenas de agujeros como panales de abejas y porosidades cavernosas, puede ir desde 15hasta 35%. Para establecer el promedio de porosidad, es razonable tomar el promedio aritmético de las medidas de porosidades de un núcleo de arena. Si existen suficientes datos sobre este aspecto, se pueden construir mapas de distribución de porosidades que pueden ser pesados areal o volumétricamente para dar una porosidad total verdadera, similares al presentado en la Figura 2.8. Igualmen te, si existen suficientes datos de muestras de núcleos se pueden realizar análisis esta dísticos de porosidades y permeabilidades para mejorar el uso futuro de esta informa ción. La mejor forma de medir este parámetro tan importante ha sido a través de medi das de laboratorio en muestras de núcleos. Varios registros de pozos también produ cen buenas medidas de porosidad como: perfil eléctrico o de inducción, micro-log, re gistro de neutrones y el perfil sónico, entre otros.

30 120

25 r---r-

"' .!! """"¡..

100

o

<i

o 20

¡.i 1,

,.,

Page 31: Producción primaria.docx

lO 5

z w

::::1

(.)

¡,"''

lL

r- r--

:¡;

::::1

60 oC(

g

LL ¡-- 1

10 ¡-- 1 -

z

40 w

,.,."" i

S r-- _L 1

t-- ¡.' 1

Page 32: Producción primaria.docx

::::1

(.)

- 20 LL.

,....

o .,.""1 o

• 10 12 14 " 11 20 22 24 26 21 +

POROSIDAD, %

Figura 2.8. Distribución de porosidad para un yacimiento típico (según Thakur y Satter16 ).

4.5. Permeabilidad

La magnitud de la permeabilidad de un yacimiento controla, en un alto grado, la tasa de inyección de agua que se puede mantener en un pozo de inyección para una determinada presión en la cara de la arena. Por lo tanto, en la determinación de la factibilidad de inyección de agua en un yacimiento, es necesario conocer: i) la máxima presión de inyección aconsejable, tomando en cuenta la profundidad del yacimiento y ii) la relación entre tasa y espaciamiento a partir de datos de presión permeabilidad. Esto permite determinar rápidamente los pozos adicionales que de ben perforarse para cumplir con el programa de invasión en un lapso razonable. La prospectividad del proyecto puede calcularse comparando el recobro que se esti ma lograr con los gastos que involucra el programa de inyección: si resulta econó mico, se debe efectuar un estudio más detallado.

El grado de variación de permeabilidad ha recibido mucha atención en los últi mos años, pues determina la cantidad de agua que es necesario utilizar: entre menos heterogénea sea esa propiedad, mayor éxito se obtendrá en un programa de inyección de agua. Si se observan grandes variaciones de permeabilidad en estratos individuales dentro del yacimiento, y si estos estratos mantienen su continuidad sobre áreas exten sas, el agua inyectada alcanzará la ruptura demasiado temprano en los estratos de alta permeabilidad y se transportarán grandes volúmenes de agua antes que los estratos menos permeables hayan sido

barridos eficientemente. Esto,

Page 33: Producción primaria.docx

por supuesto, influye en la eco nomía del proyecto y sobre la factibilidad de la invasión del yacimiento. No debemos dejar a un lado que la continuidad de estos estratos es tan importante como la variación de permeabi lidad. Si no existe una correla ción del perfil de permeabilida des entre pozos individuales, existe la posibilidad de que las zonas más permeables no sean continuas y que la canalización del agua inyectada sea menos

Permeabilidad..-

..,

:¡;

1

FAVORABLE

Permeabilidad---

Inyección

severa que la indicada por los

procedimientosaplicados a todo el yacimiento. La Figura

Page 34: Producción primaria.docx

2.9 muestra el efecto de la dis tribución vertical de permeabili dad sobre la inyección de agua.

DESFAVORABLE

Figura 2.9. Efecto de la distribución vertical de permea bilidad sobre la inyección de agua (según Ar cher y Wall 17).

4.6. Continuidad de las propiedades de la roca

Como se sefialó en la sección anterior, es muy importante tener en cuenta la con tinuidad de las propiedades de la roca en relación con la permeabilidad y la continui dad vertical, al determinar la factibilidad de aplicar la inyección de agua o de gas en un yacimiento. Como el flujo del fluido en el yacimiento es esencialmente en la dirección de los planos de estratificación, la continuidad es de interés primordial. Si el cuerpo del yacimiento está dividido en estratos separAdos por lutitas o rocas densas, el estudio de una sección transversal de un horizonte productor podría indicar si los estratos indivi duales enen tendencia a reducirse en espesor en distancias laterales relativamente cortas, o si está presente una arena uniforme. También, a partir de núcleos se puede te ner evidencias de estratificaciones cruzadas y de fracturamiento. Todas estas situado-• nes deben ser consideradas en la determinación del espaciamiento de los pozos, en los patrones de invasión y en la estimación del volumen del yacimiento que estará afectado durante el programa de inyección. La Figura 2.10 muestra la continuidad de las arenas de un yacimiento típico del lago de Maracaibo's.

SECOOt-J ESTRATIGRAFICA G-G'

1'"

Page 35: Producción primaria.docx

TJ 469 TJ 173 TJ 710 TJ 887 TJ 242 A TJ}.39 TJ 236 TJ )37 1

,,. ¡-

.....

Figura 2.10. Sección estratigráfica de unyacimiento típico del lago de Maracaibo (según Gonzá

lez18).

La presencia de lutitas no es necesariamente un problema, ya que los estratos indi viduales de la roca del yacimiento pueden mostrar un grado razonable de continuidad y uniformidad con respecto a la permeabilidad, porosidad y saturación de petróleo.

Cuando existen discontinuidades verticales, esto es, cuerpos de agua y de gas en la formación productora, las partes de lutitas permitirán algunas veces realizar comple taciones selectivas para excluir o reducir las producciones de agua o gas y realizar in yecciones selectivas de agua.

Page 36: Producción primaria.docx

[nyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos 25

4.7. Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos

La Figura 2.11 muestra Roca mojada por agua

la distribución inicial de los

fluidos en un yacimiento de petróleo que se encuentra en equilibrio19. Este parámetro es muy importante en la de terminación de la factibilidad

de un proyecto de inyección

de agua. En efecto, cuanto

FASE INICIAL

FASE SUBORDINADA

ABANDONO

mayor sea la saturación de petróleo en el yacimiento al comienzo de la invasión, ma yor será la eficiencia de reco bro y, si éste es elevado, el pe tróleo sobrepasado por el

Roca mojada por petróleo

Page 37: Producción primaria.docx

agua será menor y el retomo de la inversión por lo general,

FASE INICIAL

FASE SUBORDINADA

ABANDONO

será mayor.Igualmente,la sa

turación de petróleo residual

GDERAANROENA -

PETRÓLEO AGUA

que queda después de la in vasión, está relacionada con

Figura 2.11. Distribución de fluidos en una inyección de

agua (según Craigl9).

Page 38: Producción primaria.docx

la adaptabilidad del proceso, y mientras más se pueda reducir este valor, mayor será el recobro final y mayores las ganancias. Por esa razón la mayoría de los nuevos métodos de desplazamiento de petróleo tienen como objetivo lograr reducir la saturación de pe tróleo residual detrás del frente de invasión.

También es de gran interés conocer la saturación inicial de agua connata, esen

.c ialmente para determinar la saturación de petróleo inicial: bajas saturaciones de agua significan grandes cantidades de petróleo que quedan en el yacimiento después de las operaciones primarias. Leverett y Lewis20 y otros autores2t , 22 han mostrado• experi mentalmente que el recobro de petróleo, como un fracción del volumen poroso, me diante empuje por gas en solución es independiente de la saturación de agua connata.

4.8. Propiedades de los fluidos y permeabllidades relativas

Las propiedades físicas de los fluidos del yacimiento tienen efectos pronunciados sobre la conveniencia de un proceso de inyección en un yacimiento. Dentro de éstos, la viscosidad del petróleo y las permeabilidades relativas de la roca yacimiento a los fluidos desplazante y desplazado son los de mayor importancia, ya que ambos factores afectan la razón de movilidad. En la ley de Darcy existe un factor de proporcionalidad que relaciona la velocidad de un fluido con el gradiente de presión. Este factor de pro-

porcionalidad, denominado movilidad del fluido, se obtiene dividiendo la permeabili dad al fluido por su viscosidad y depende, también, de la saturación. Por ejemplo, la

movilidaddelpetróleoes ko /¡.t

,ladelaguaeskw /Jlw yladelgasesk 8 /¡.t 8 .Larazón

de movilidad

M es la relación entre la movilidad de la fase desplazante y la de la fase

Page 39: Producción primaria.docx

desplazada. Mientras mayor sea M, menor será el recobro en el momento de alcanzar se la ruptura; en consecuencia, mayor será la cantidad de agua producida para recupe rar la misma cantidad de petróleo. Como se verá más adelante, esto se debe a dos efec tos:

• Pequeñas áreas barridas a la ruptura

• Influencia del grado de estratificación

En un proceso de desplazamiento la razón de movilidad relaciona la movilidad del fluido desplazante, en la porción del yacimiento que ha contactado, con la movili dad del petróleo en la zona de petróleo. En el caso de un desplazamiento con gas, la ra zón de movilidad puede variar desde cero, en períodos donde la saturación de gas es muy baja, hasta valores aproximados a infinito durante períodos de altas saturaciones; en todo caso, valores mayores de uno indican que el gas será el fluido más móvil. En ya cimientos heterogéneos, las características de las permeabilidades relativas varían areal y verticalmente. Como resultado, el fluido desplazante no formará un frente uni forme a medida que avanza la inyección y tenderá a canalizarse hacia los estratos o áreas que tengan mayor razón de movilidad, como se muestra en la Figura 2.12. A me dida que el desplazamiento progresa, la razón de movilidad sigue aumentando en las partes del yacimiento previamente contactadas por el fluido desplazante.

Page 40: Producción primaria.docx

Q POZO PRODUCTOR POZO INYECTOR

M•l7.3 lh71.S

VP: VOLUMEN POROSO INYECTADO BT: RUPTURA

Figura 2.12. Estabilidad del frente de desplazamiento (según Habermann23).

5. Reservas y producción de petróleo en Venezuela

EnVenezuela, el petróleo ori ginal in situ de condensados, livia

nos y medianos(C/UM) se estima

Page 41: Producción primaria.docx

POES de Crudos C/UM (MMMBNP}

en 186MMMBNP, de los cuales 127 se ubican en el occidente del país y 59 en el oriente. Como se obser va en la Figura 2.13, existe un po tencial remanente del 62% de di cho petróleo que no ha sido some tido a la inyección de agua y de

gas, lo cual representa una exce

OCCIDENTE

%

TOTAL

ORIENTE

59 28•/c

lente oportunidad para la aplica

ción de estos procesos.

En la Figura 2.14 se observa que en Venezuela existen 66 pro yectos de inyección de agua por

Page 42: Producción primaria.docx

===::¡ POE S •omelido a inyección de agua ylo gas

Figura 2.13. Reservas de crudos C/UM sometidos a in- yección de agua y/o gas en Venezuela (según PDVSA24).

flanco, con unrecobro final que varía entre 35 y 40%; 13 proyectos de inyección de agua

por arreglos, con un recobro final promedio del 29%; y 1O proyectos combinados de agua y gas, con un porcentaje de recobro final promedio del 41%.

Las reservas recuperables de petróleo para diciembre de 1999, por medio de mé todos convencionales se estiman en 23,7 MMMBNP de las cuales, el37% corresponden

Figura 2.14. Recobro por proceso de inyección de agua y de gas enVenezuela (según PDVSA24).

a las reservas secundarias (Figu ra 2.15). La producción asociada es de 2,4 MMBPD, de la cual22% corres ponden a la inyección de agua, 15% a la inyección de gas y 25% a la inyec ción combinada de agua y gas.

Las Figuras 2.16 y 2.17 presen tan una comparación de los procesos de inyección de agua y de gas entre Venezuela y otros países24, 2s. Se ob serva que los recobros por inyección

RtstrvJs rem1nentes Producc ón uocl ada

23 7 MMM BNP 2 4 MMBPD

Page 43: Producción primaria.docx

O Prim ario

• Inyección ''jtnytcc l6f'l 1 Inyección

de aguade gas agua 1gas

Figura 2.15. Balance de reservas y producción de los proyectos de Inyección de agua y gas en Venezuela (según PDVSA24).

TEXAS AGUA 2) r L••-.••• -.-••••--•• • - 56

LOUISIANA AGUA (2) 55

L

LOUISIANA AGUA

WYOMING AGUA (1) 45

TEXAS AGUA (1) ;L:::::::::::=:;:;;;:;;:;::::;: 40 (1) PATRONES

PpDVSA:;A:GU:A (1) 29 (2) FLANCOS

2 39

) •- --.... OREMANENTE

4

-

--,..

Page 44: Producción primaria.docx

0 10 20 30 40 50 60

RECOBRO(%)

Figura 2. 16. Proyectos de inyección de agua y de gas en Venezuela y Estados Unidos24.

Reservas

POES = 186 MMMBNP

C/L/M

Oportunidad

Page 45: Producción primaria.docx

19 MMMBNP

60 -- s--to n----------

55 --- - Promedio Mar del Norte

50

45

!

25 PDVSA

1 2 3 4 5

Figura 2.17. Reservas recuperables por la inyección de agua y de gas en Venezuela y otros paí

ses (según Manrique25)

de agua en Estados Unidos varían de 40 a 56%, mientras que en Venezuela oscilan entre 29 y 39%, lo cual significa que existe una oportunidad de 19 MMMBNP si se logra incrementar el recobro en un 10%. Para la inyección de gas, los proyectos en Estados Unidos presentan recobros del44%, mientras que en Venezuela se estiman recobros del 50%.

6. Aplicaciones en Venezuela 14, 18, 24

A continuación se reseñan algunas experiencias de la inyección de agua y gas en Venezuela.

6.1. Inyección de gas

Page 46: Producción primaria.docx

La inyección de gas comenzó en oriente en 1947, con la planta de Guara y en 1948 en el Campo Oficina. En el lago de Maracaibo se inició en 1954, en el yacimiento B-6-X-1 O del Eoceno. La Shell utilizó este método en los años sesenta y para 1967 se in yectaban 748 MMPCND de gas

El propósito inicial de estos proyectos fue la conservación del gas y posteriormen te se implementaron con fines de mantenimiento de presión. Otros, particularmente en el oriente del país, se utilizaron pa:ra aumentar el recobro de líquidos en yacimientos de condensado mediante el reciclaje del gas producido. Estos proyectos se han aplica do en yacimientos de alto buzamiento, donde contribuye en gran medida el mecanis mo de segregación gravitacional, lo cual ha permitido factores de recobro mayores del 60%. Por ejemplo, todo el Norte de Monagas (Furrial, Carito, otros) requiere de altos vo lúmenes de inyección de gas a alta presión(> 7.000 lpc) para mantener la presión, op timar el recobro y evitar la depositación de asfaltenos.

Como se observa en la Figura 2.14 para finales de 1999 se mantuvieron activos 92 proyectos de inyección de gas, con un porcentaje de recobro que varía entre 46 y 57%.

En Venezuela quedan muy pocos yacimientos prospectivos para la inyección de gas, por lo que los esfuerzos se han dedicado a optimar los proyectos existentes me diante la revisión de los estudios geológicos y de yacimientos.

6.2. Inyección de agua

La inyección de agua se inició en 1966, en el Campo Oficina, después de haber in yectado gas; pero la mayoría de estos proyectos fueron suspendidos por presentar pro blemas de canalizaciones.

En el occidente, las experiencias se remontan al año 1959 cuando se inyectaban las aguas efluentes de los yacimientos del lago de Maracaibo con fines de manteni miento de presión y de disponibilidad. En 1979 comenzó la inyección de agua median te arreglos en la cuenca de Maracaibo. La Figura 2.14 también muestra que existen 79 proyectos activos de inyección de agua que contribuyen con un potencial aproximado de 1.000 MBP, equivalente a un 40% de la capacidad de producción del país.

6.3. Casos de campo en Venezuela

Page 47: Producción primaria.docx

Venezuela como país petrolero tiene un larga historia de aplicaciones de inyec ción de agua y de gas, sólo por referencia se mencionan algunos de los casos más rele vantes:

6.3.1. Inyección de agua y gas en el yacimiento BACH-02 en el lago de Maracaibo

El yacimiento BACH-02 posee un espesor neto de arena 235 pies, volumen de roca

5.768.418 acres-pies, porosidad 29,9%, saturación de petróleo inicial 75,5%, factor de merma 0,93 y permeabilidad 1.650 md, área productiva 22.673 acres, crudo de 15 °API, POES 9.079 MMBN, factor de recobro final 29,5%, siendo 20,3% primario y 9,2% secunda rio, con reservas totales de 2.678 MMBNP de las cuales las primarias son 1.842 MMBNP, 836 MMBN secundarias y las reservas remanentes son 1.041 MMBNP. La presión inicial del yacimiento fue 2.215lpca a 4.000 pies y se han utilizado como métodos de produc ción el levantamiento artificial por gas (LAG) y el bombeo electrosumergible (BES).

Los mecanismos de producción del yacimiento son: empuje por gas en solución, compactación y empuje hidráulico. El yacimiento ha sido sometido a inyección de agua y gas, así como a inyección alternada de vapor usando pozos verticales, horizon tales e inclinados. Se han completado 1.162 pozos en el yacimiento de los cuales 539 permanecen activos con una producción a finales del año 2000 de 71,9 MBPD y una re lación agua-petróleo del 42,2%. El yacimiento ha producido 1.649 MMBNP y 994 MMMPCN de gas.

La inyección de agua por flancos se inició en julio 1967 con el objetivo de mante ner la presión, con una presión inicial de 1.200 !pea y una presión actUal de 900 lpca. La inyección de gas en la cresta de la estructura se inició en junio 1968, utilizándose 277 MMMPCN de gas con una presión inicial de 1.200 !pea, pero fue suspendida por falta de disponibilidad de gas.

En este yacimiento también se ha aplicado inyección alternada de vapor para es timular alrededor de 200 pozos horizontales, verticales e inclinados, con éxitos varia bles. Actualmente se ha iniciado un estudio de simulación numérica para determinar los mejores planes de explotación donde se evaluará la inyección de agua incluyendo el uso de arreglos. Esta experiencia de inyección de agua, gas y vapor en un yacimiento grande con petróleo relativamente pesado, ha sido excelente y por tanto merece citar se como ejemplo.

6.3.2. Inyección alternada de agua y gas en el yacimiento C-2, VLE 305

El yacimiento C-2,VLE-305 ubicado en el centro del lago de Maracaibo, está con formado por las parcelas pertenecientes al Bloque V del Campo Lamar. Fue descubier to en noviembre de 1958 con

Page 48: Producción primaria.docx

la perforación del pozo LPG-1403; posteriormente fue perforado el pozo VLE-305, comprobándose que ambos pozos pertenecían al mismo

yacimiento, con una presión inicial de 5.500 lpc al datum (12.600 pies). Este yacimiento de hidrocarburos es el más grande e importante del Bloque V/LAMAR, con un POES de 1.527,4 MMBN.

Contiene un crudo de 31oAPI, inicialmente subsaturado, 2.500 lpca por encima de la presión de burbujeo. La estructura está constituida por dos sistemas de fallas, uno Norte-Sur que forma parte del sistema de fallas Lama-Icotea y otro de dirección No roeste-Sureste. El área está dividida en bloques, en Jos cuales se observan pliegues cónicos (anticlinales y sinclinales). El nuevo modelo, basado en interpretación de la sís mica 3D, introduce cambios al modelo anterior especialmente hacia la zona central. El yacimiento C-2 se ha subdividido en cuatro subunidades (C-20, C-21, C-22 y C-23), las cuales están .constituidas por una secuencia de areniscas con intercalaciones de lutitas.

Datos Básicos del Yacimiento

POES, MMBN

Reservas Recuperables Primarias, MMBN Reservas Recuperadas Secundarias, MMBN Reservas Recuperables Totales, MMBN Producción Acumulada, MMBN (36,6% Recobro) Reservas Remanentes, MMBN

Producción Actual, MBPD (Diciembre-2000)

Relación Producción Reservas, o/o

Inyección Actual (agua /gas), MBAPD/MMPCD Productores Activos

Inyectores Activos

Page 49: Producción primaria.docx

1.527,4

458

212

670

560

110

13,0

4,5

78/2,5

31

14

Desde el inicio de su desarrollo en 1958 hasta 1963, el yacimiento produjo por agotamiento natural una tasa inicial de 66 MBNPD limpios. Para 1963 se inicia un pro yecto de recuperación secundaria mediante la inyección de agua en la parte baja de la estructura, la cual fue reforzada en 1968 con la inyección de gas en el tope de la misma. La máxima producción alcanzada fue de 77 MBPPD. La producción acumulada de flui dos hasta diciembre de 2000 es 560 MMBN de petróleo, 1.033,4 MMMPC de gas y 99,7 MMBN de agua. Actualmente produce a razón de 13MBNPD con un corte de agua de 50%.

En cuanto al comportamiento de la inyección, se inició con 25 MBAPD y posterior mente fue reforzada con 75 MMPCD de gas. Debido al déficit en la disponibilidad del gas se ha ido sustituyendo la inyección de gas por la de agua. La inyección acumulada hasta diciembre del2000 es 433,6 MMBAy 429,2 MMMPCG; y la inyección promedio, de 78 MBPD de agua y 2,5 MMPCD de gas.

Page 50: Producción primaria.docx

Actualmente se está llevando a cabo un programa de reingeniería, el cual tiene como objetivo la reorientación de la inyección por región y por subunidad. Para ello se está realizando un diagnóstico de la situación y un pronóstico del comportamiento, mediante la revisión del vaciamiento y de la eficiencia volumétrica de reemplazo. Es importante destacar que la producción actual del yacimiento está asociada al proyecto de recuperación secundaria, debido a que por declinación natural el mismo hubiese alcanzado ya su límite económico. Hasta la fecha se han logrado recuperar 560 MM de barriles de petróleo, de los cuales 102 MM se asocian al proyecto de recuperación se cundaria.

Paralelamente, desde el año 2000, está en progreso un proyecto piloto: el Labora torio Integral de Campo (LIC), con el objetivo de evaluar el proceso de inyección alter nada de agua y gas (WAG: del inglés Water Altemating Gas), como método de recupe ración mejorada, con el cual se espera mejorar el factor de recobro. El arreglo tiene for ma hexagonal y está conformado por 5 pozos productores, un pozo observador y un in- . yector doble.

Debido al grado de complejidad estructural y a las heterogeneidades estratigráfi cas del yacimiento C-2, se ha generado un avance irregular de los frentes de inyección de gas y agua que conlleva la formación de regiones y subunidades con diferentes nive les de presión. Así, se tienen subunidades con presiones que se encuentran entre 2.700 y 3.500 lpc, variando entre una y otra unos 100 a 300 lpc; y otras, con presiones entre 1.800 a 2.500 lpc, prácticamente uniformes en todas ellas. En abril de 2001, la presión promedio del yacimiento fue de 2.700 lpc.

Referencias bibliográficas

l. API: History of Petroleum Engineering, Dalias. Texas (1961).

2. Carll, J.F.: The Geologyofthe Oi/ Regions ofWarren, Venango, Clarion and ButlerCounties,

Pennsylvania, 2nd. Geological Survey of Pennsylvania (1880), III, 1875-1879.

3. Fettke, C.R.: The Bradford Oil Field, Pennsylvania and New York, Bull. M. 21, Pennsylvania Geological Survey, Fourth Series (1938) 298-301.

Page 51: Producción primaria.docx

4. Sweeny, A.E., Jr.: A Survey of Secondary-Recovery Operations and Methods Employed in the United States, Interstate Oil Compact Commission, trabajo presentado en la Reunión de llli nois, Oil and Gas Assn. (Abril11, 1957).

5. Clark, N.J.: Elements of Petroleum Reservoirs, SPE Henry L. Doherty Series, Dalias, TX (1969).

6. Frick, Th.C. y Taylor, R.W.: Petroleum Production Handbook, McGraw Hill Book Company, Inc. New York (1962) 11.

7. Ferrer, J.: Mantenimiento de Presión por Inyección de Gas, Tesis de Grado, Escuela de Pe tróleo, Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia (1964).

8. Smith, C.: Mechanics of Secondary Oil Recovery, Reinhold Publishing Corporation, New York (1966).

9. Latil, M.: Enhanced Oil Recovery, lnstitut Fran<_;ais du Petrolé Publications, Editions Technip (1980).

10. Craig, F.F., Jr, Sanderlin, J.L. Moore, D.W. y Geffen, T.M.: A Laboratory Study of Gravity Se gregation in Frontal Orives, Trans., AIME (1957) 210, 275-282.

11. Interstate Oil Compact Commission (IOCC): lmproved Oil Recovery, Oklahoma City, Ok lahoma (Marzo 1983).

12. Paris de Ferrer, M.: Inyección de Agua y Gas, Escuela de Petróleo, Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia (1994).

13. Ferrer, J.: Tecnología en la Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos. Pasado Presente-Futuro, Seminario sobre Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos Ve nezolanos. Petróleos de Venezuela, Caraballeda (Mayo 7-10, 1980).

14. Carvajal, G.: Recuperación Mejorada de Crudos C/L/M, Jornadas Nacionales de Recupera ción Mejorada (Abril27-28, 2001).

15. Benner, F.C. y Bartell, F.E.: Dril/. and Prod. Prac., API (1941) 341.

16. Thakur, G.C. y Satter, A.: lntegrated Waterflood Asset Management, PennWell Publishing Company, Tulsa, Ok1ahoma (1998).

17. Archer, J.S. y Wall, C.G.: Petroleum Engineering: Principies and Practice, Graham & Trot man Ltd., London, UK (1986).

Page 52: Producción primaria.docx

18. González, M.: Esquema de explotación basado en inyección de fluidos. Caso LL 05, Joma das Nacionales de Recuperación Mejorada (Abril27-28, 2001).

19. Craig, F.F., Jr.: The Reservoir Engineering Aspects ofWaterflooding, Monograph Series, SPE, Richardson, TX (1971) 3.

. 20. Leverett, M.C. y Lewis, W.B.: Steady Flow of Gas-oil-water Mixtures through Unconsolida ted Sands, Trans., AIME (1941) 142, 107-116.

21. Pirson, S.: Oi/ Reservoir Engineering, 2a. Edición, McGraw-Hill Book Company, Inc. New York (1958), 360.

22. Willhite,G.P.: Waterflooding, Textbook Series, SPE, Richardson, TX (1986) 3.

23. Haberrnann, 8.: The Efficiency of Miscible Displacement as a Function of Mobility Ratio,

Trans. AIME (1960) 219, 264-272.

24. PDVSA.: Comunidades de Conocimientos en Métodos Convencionales de Recobro (Dic.

2000).

25. Manrique, E.: Oportunidades en Recuperación Mejorada de Crudos L/M en PDVSA, Joma das Nacionales de Recuperación Mejorada (Abril27-28, 2001).

Capítulo 3

Propiedades de las rocas y de los fluidos

Page 53: Producción primaria.docx

Un requisito para entender el comportamiento del desplazamiento inmiscible de un fluido por otro es conocer las propiedades de las rocas yacimiento, en especial, las relativas al flujo de dos o más fases.

l. Fuerzas capilares

1.1. Tensión superficial e interfacial

Cuando dos fases inmiscibles coexisten en un medio poroso, la energía de su perficie relacionada con las interfases de los fluidos influye en su saturación, distri bución y desplazamiento. Como se muestra en la Figura 3.1, el agua y el petróleo coexisten en el yacimiento a pesar de que éste no haya sido invadido con agua. Aun en el caso de que el agua sea inmóvil, las fuerzas interfaciales pueden tener influen cia en los procesos de flujo subsiguientes. Si el yacimiento ha sido invadido con agua o tiene la influencia de un acuífero, las saturaciones de agua serán altas y la fase agua será móvil 1•

Petróleo

Agua connata Granos de arena

Page 54: Producción primaria.docx

Figura 3.1. Vista microscópica de un sistema roca fluido (según Green y Willhite 1).

35

Aire y vapor líquido

//

Uquido

Figura 3.2. Posición de las moléculas con respecto a una superficie libre de un líquido (se gún Green y Willhitel).

Una superficie libre de un líqui do se ilustra en la Figura 3.2, donde A, By e representan moléculas del lí quido. Las moléculas como A, que se encuentran en la parte más baja de la superficie, en promedio, son atraí das igualmente en todas direcciones por las fuerzas de cohesión y su mo vimiento no tiende a ser afectado por ellas. En cambio, las moléculas By e, que se encuentran en la interfase agua-aire, o cerca de ella, si lo están:

una fuerza tiende a bajar las moléculas y a que se mantengan dentro del líquido, mien

tras que la superficie actúa como una membrana tensa que tiende a reducirse lo más posible 1•2•

Esta fuerza de tensión se cuantifica en términos de tensión de superficie, cr, y es la fuerza que actúa en el plano de la superficie por unidad de longitud. Esta tensión de su perficie se puede visualizar en la Figura 3.3, donde una fuerza normal F se aplica a la superficie líquida de longitud L.

La fuerza por unidad de longi tud, F 1L, requerida para crear un área superficial adicional es la tensión superficial, la cual se expresa usual

Page 55: Producción primaria.docx

Aire o vapor

mente endinas/cm y se relaciona con el trabajo requerido para formar la

nueva área de superficie. Si se supone

,... L

--1

que la fuerza F en la Figura 3.3 se mueve una distancia dx, se crea una nueva superficie en la cantidad Ldx. El trabajo realizado se expresa por:

W=Fdx

o W=crdA

Líquido

Figura 3.3. Ilustración de la fuerza de superficie (según Green yWillhite 1).

(3.1)

Page 56: Producción primaria.docx

(3.2)

donde: Fes la fuerza aplicada a la superficie, dinas; L, la longitud sobre la cual se aplica esta fuerza, cm; cr, la tensión interfacial, F 1L, dinas/cm; y dA, la nueva área superficial, Ldx, cm2. Así, el trabajo realizado para crear la nueva área superficial es proporcional a cr. Por lo tanto, crdA, también representa un término de energía de superficie.

El término tensión superficial se utiliza usualmente para el caso específico donde la superficie de contacto es entre un líquido y su vapor o aire; así, por ejemplo, la ten sión superficial del agua en contacto con su vapor y a la temperatura ambiente, es de

Figura 3.4. Uso de un tubo capilar para de terminar la tensión superficial (según Green y Willhite 1).

73 dinas/cm. Si la superficie es entre dos lí quidos inmiscibles, se usa la expresión tensión interfacial (TIF); así, la TIF entre el agua y los hidrocarburos puros varía entre 30 y 50 dinas/cm, mientras que en las mez clas de hidrocarburos será menor, depen diendo de la naturaleza y complejidad del líquido. Ambas tensiones varían fuerte mente según la temperatura.

Una de las formas más simples para medir la tensión de superficie de un líqui do es usando un tubo capilar, tal como se muestra en la Figura 3.4. Cuando un tubo capilar de radio r se coloca en un recipien te con agua, ésta se elevará en el capilar a una cierta altura h, como resultado de las diferentes fuerzas que actúan a través de la curvatura del menisco. En condiciones estáticas, la fuerza que genera la tensión superficial se balanceará con la fuerza de gravedad que actúa sobre la columna de fluido, es decir:

(3.3)

Page 57: Producción primaria.docx

. donde res el radio del capilar, cm; h, la elevación del agua dentro del capilar, cm; Pw, la densidad del agua, g/cm3; Pa• la densidad del aire, g/cm3; g, la constante gravitacional, 980 cm/seg2 y90 el ángulo de contacto entre el agua y el tubo capilar.

Resolviendo esta ecuación para obtener una expresión de la tensión, resulta:

(3.4)

Así, si se puede medir el ángulo ee (a través del líquido) y la altura de la columna de fluido para un determinado radio de capilar, entonces se puede determinar la ten sión de superficie.

1.2. Humectabilidad

La humectabilidad o mojabilidad es una propiedad importante debido a que afecta el comportamiento capilar y de desplazamiento de las rocas yacimiento2•3, y se define como la habilidad de la fase de un fluido para adherirse preferencialmente a una superficie sólida en presencia de otra segunda fase inmiscible. Así, en el caso de

yacimientos, la superficie sólida es la roca y los fluidos son: agua, petróleo y gas. Una medida de la humectabilidad es el ángulo de contacto, ee, el cual se relaciona con las energías de superficie, por medio de la siguiente ecuación:

(3.5)

donde:

eros = energía interfacial entre el sólido y el petróleo, dinas/cm

Page 58: Producción primaria.docx

crws = energía interfacial entre el sólido y el agua, dinas/cm

crow = tensión interfacial entre el petróleo y el agua, dinas/cm

ee = ángulo de contacto petróleo-sólido-agua, medido a través del agua, gra dos.

La ecuación 3.5 representa el balance de fuerzas que actúa en el punto de contacto de los dos fluidos con la superficie sólida, lo cual gene

ra una tensión de adhesión, A , tal como se muestra en la Figura 3.5.

En general, cros y crws no se pue den medir directamente, sin embar

Petróleo

Superficie de la roca

go crow y ee pueden determinarse in dependientemente en el laboratorio.

Tal como se observa en la Figu-

Figura 3.5. Fuerzas interfaciales entre dos fluidos

inmiscibles y un sólido.

ra 3.6, el ángulo de contacto se usa como una medida cualitativa de la humectabilidad, de la siguiente manera:

Page 59: Producción primaria.docx

Si A

es positiva, indica que el líquido más denso (agua) moja preferencialmente

la superficie sólida yee < 90°. Además, crws < cros•

Si A1 es negativa, indica que el líquido menos denso moja preferencialmente la superficie sólida y ee > 90°. Además, cros < cr ws.

Si A1 es cero, indica que ambas fases tienen igual afinidad por la superficie sólida yec = goo.

Mojada por agua Mojada por petróleo Mojabilidad intermedia

Figura 3.6. Humectabilidad en sistemas roca-sólido (según SS!8 ).

De lo anterior puede inferirse que el ángulo de contacto además de ser una medi da de la humectabilidad de una superficie sólida, también muestra el efecto de histére sis en el cual el ángulo depende de si la interfase aumenta o disminuye. En síntesis, la humectabilidad es también una función de la fase inicialmente presente en la roca.

Una indicación cuantitativa de la humectabilidad puede obtenerse por medio de diferentes métodos, entre los cuales los descritos por Bobek y col.4 y Amott5 son de los más confiables y se basan en el desplazamiento espontáneo de una fase débilmente mojante o no mojante de un medio poroso por imbibición de una fase humectante. Un experimento muy simple para determinar la humectabilidad del agua consiste en colo car una gota de agua sobre una muestra de roca seca. De acuerdo con la velocidad con que sea succionada el agua, rápidamente, o poco a poco, se considerará, respectiva mente, que la roca es humectada por agua fuertemente o débilmente. Si la gota perma nece como un cuerpo, se dirá que la muestra es humectada por petróleo. Para medir cuantitativamente la humectabilidad, se relaciona la pendiente del gráfico de volumen de la fase no mojante desplazada versus tiempo.

Page 60: Producción primaria.docx

Aunque la humectabilidad de una roca en un yacimiento de petróleo es muy difí cil de determinar, con base en experimentos cuidadosamente controlados se puede decir que los yacimientos pueden ser humectados por agua y por petróleo. Afortunada mente la mayoría de los yacimientos son preferencialmente humectados por agua.

Factores que pueden ser afectados por la humectabilidad:

• La localización y la saturación de agua irreducible

• La distribución de los fluidos en el yacimiento, esto es, la localización del petró leo y del agua en el espacio poroso

• El valor y la localización del petróleo residual

• El mecanismo de desplazamiento.

1.3. Presión capilar, Pe

Se define como la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferencialmente la roca. Si se toma positi va entonces es la presión de la fase no mojante menos la presión de la fase mojante, es decir:

Pe =Pnm -Pm (3.6)

donde: m, es la fase mojante y nm, la fase no mojante.

Así, para un sistema agua-petróleo será:

Pe =Po -Pw (3.7)

y para un sistema gas-petróleo se tiene:

Page 61: Producción primaria.docx

(3.8)

El concepto de presión capilar también se ilustra en la Figura 3.7, en la cual se observa que al introducir un tubo capilar de vidrio dentro de un reci piente lleno de agua, ésta sube dentro del capilar. El fluido encima del agua es petróleo, y debido a que el agua hu mecta preferencialmente las paredes del capilar, existe una elevación capi lar. En consecuencia, se pueden identi

Patm

ficar dos presiones: p

, la presión de la

fase petróleo en un punto justamente encima de la interfase agua-petróleo, y p w , la presión de la fase agua justamen te debajo de la interfase.

Un balance de fuerzas es:

Figura 3.7. Presión capilar resultante de las fuer zas interfaciales en un tubo capilar (según Green y Willhite 1).

Page 62: Producción primaria.docx

(3.9)

(3.10)

donde:

Pmm =

h.,h =

Po >Pw =

g =

Luego:

presión atmosférica, dinas/cm2 alturas de los fluidos, cm

densidades del petróleo y del agua, g/cm3

constante de grqvedad, 980 cm/seg2

(3.11)

Los resultados indican que existe una diferencia de presión a través de la interfa se, la cual se designa presión capilar, Pe.Nótese que la mayor presión se produce en la fase no mojante .

. rgh(pw -Po )

De acuerdo con la ecuactón 3.4, cro.w = cose ; luego:

Page 63: Producción primaria.docx

(

(J =

rPc

(3.12)

o,w 2coser

o finalmente:

2cro w cosee

Pc=--''---

r

(3.13)

Page 64: Producción primaria.docx

Así, la presión capilar se relaciona con la tensión interfacial fluido-fluido, con la humectabilidad de los fluidos (a través de 9J y con el tamaño del capilar, r. Puede ser positiva o negativa; el signo sólo expresa en cuál fase la presión es más baja, la cual será siempre la fase que humecta el capilar. Nótese que Pe varía inversamente con el radio del capilar y se incrementa a medida que aumenta la afinidad de la fase humec tante por el medio poroso.

El ejemplo de un tubo capilar es una aproximación ideal al fenómeno de capilari dad que realmente ocurre en el medio poroso. Una aproximación más real fue pro puesta por Plateau6,al considerar un sistema no consolidado formado por esferas con magnitudes similares a las encontradas en el medio poroso. Para este sistema la expre sión de la presión capilar es:

(3.14)

donde: R, y R2 son los radios de curva tura medidos en planos perpendicula res, en cm, según la Figura 3.8. La ecuación 3.14 se conoce como Ecua ción de Laplace y muestra una relación general si los radios de curvatura son to mados como los radios principales de curvatura de la interfase fluido/fluido en el punto donde se determina la presión capilar. En un capilar simple,

11R, = 11R2 y están dados por el radio

del capilar dividido por el coseno del

ángulo de contacto, r 1cos ee. Los valo res de R1 y R 2 se relacionan con la satu ración de la fase mojante dentro del me dio poroso. Por lo tanto, la presión capi lar depende de la saturación del fluido

que humecta el medio poroso, aunque la exacta dependencia de este paráme tro no es fácil de determinar debido a que la variación de R, y R2 con satura ción es bastante compleja.

Figura 3.8. Acumulación de líquido en el pun to de contacto entre granos esféri cos mostrando el radio de curvatu ra (según Leverett7 y AmixiD).

Page 65: Producción primaria.docx

1.3.1. Características de una curva de presión capilar

La Figura 3.9 muestra las características típicas de una curva de presión capilar. Se observa que:

l. Se requiere cierta presión capilar denominada presión de umbral o presión mínima dedesplazamiento, para que la fase mojante sea des-

_plazada por la fase no mo- Pe

jan te.

2. La pendiente de la curva du rante el drenaje es una bue na medida cualitativa del rango de distribución del ta maño de los poros: a mayor

horizontalidad de la curva de Pe, mayor uniformidad

o t

Swc

1.0

del tamaño de los poros.

3. La saturación de la fase mo-

Figura 3.9. Curva típica de presión capilar (según

Craig3).

Page 66: Producción primaria.docx

.1..

.•!c!!.

uI'CS

e

:2

C..l).

D.

jante a la cual la Pe aumenta sin cambios de saturación, se denomina satura ción irreducible de la fase mojante.

4. Las curvas de presión capilar muestran el fenómeno de histéresis, es decir, de penden de la historia del proceso de saturación. Los términos imbibición y dre

naje se aplican en la dirección del cam

bio de saturación: el primero se refiere al proceso que origina un aumento de saturación de la fase mojante y el se gundo, al que ocasiona una disminu ción de saturación de la fase mojante.

Para una roca permeable la rela ción entre presión capilar y saturación también depende del tamaño y distribu ción de los poros. La Figura 3.1O, mues tra esta relación: La curva C es para una roca de baja permeabilidad que mues tra una alta presión de desplazamiento

o 50

Page 67: Producción primaria.docx

100

inicial; la curva B, para una de permea

Saturación de la fase mojante, % ----+

Figura 3.1O. Relación básica entre presión capi lar y saturación (según SSlB).

bilidad intermedia y la curva A, para una

de alta permeabilidad y baja presión de desplazamientoinicial.

1.3.2. Función J de Leverett

Los datos de presión capilar se usan para determinar la saturación promedio de agua connata o la relación altura-saturación para un yacimiento. Los datos de presión capilar se pueden correlacionar por medio de la función J de Leverett 7•9• 1°:

(3.15)

donde: Pe es la presión capilar en lpc; cr, la tensión interfacial; ee, el ángulo de contacto;

k, la permeabilidad y<!>, la porosidad.

La presión capilar en el yacimiento se calcula mediante:

(Pe )yac =0,433(pw- Po )(h-h 100 ) (3.16)

donde: h es la altura por encima del contacto agua-petróleo a una saturación del 100 por ciento; h100 , la altura de la elevación en el capilar por encima de la presión capilar O; Pw y Po, las

Page 68: Producción primaria.docx

densidades del agua y del petróleo, respectivamente en g/cm3 y 0,433 , un factor de conversión que corresponde al gradiente de agua en lpc/pie.

Para aplicar la ecuación 3.16 se deben relacionar las condiciones de laboratorio con las condiciones de yacimiento. Si se supone que el comportamiento capilar de las muestras del núcleo son representativas del comportamiento del yacimiento, se puede escribir, de acuerdo con la ecuación 3.15, lo siguiente:

(crcPoseec

- -J(S - -

w crcosec

(3.17)

<1> - )-

<1>

lab yac

Resolviendo para Pe en el yacimiento, resulta:

Page 69: Producción primaria.docx

(Pe

J(Sw )(crcos ee )yac

)yac = ( {f¡

v$)yac

(3.18)

Combinando las ecuaciones 3.16 y 3.18, se obtiene la relación de saturación con altura para el yacimiento:

J(S"' )(crcos ee )yac

h.,, = 0,433A

(3.19)

yac

Para utilizar las ecuaciones 3.15 y 3.19 se requieren datos de tensión interfacial y del ángulo de contacto. En la ausencia de éstos, se puede utilizar la siguiente informa ción:

Page 70: Producción primaria.docx

Sistemacr, dinas/cm

Aire-agua en el laboratorio Kerosene-agua en el laboratorio Petróleo-agua en el yacimiento

72

49

25-35

Sistema

Aire, o gas-agua o

Petróleo-agua 30

Petróleo-gas o

o

20-60

o

Page 71: Producción primaria.docx

El procedimiento para convertir los datos de presión capilar del laboratorio y rela cionarlos con la profundidad de una determinada saturación en el yacimiento es como sigue:

l. Calcular J para cada punto de presión capilar.

2. Construir el gráfico de J en función de S w

3. Con las propiedades de las rocas y de los fluidos calcular la constante de la ecuación 3.18.

4. Extrapolar la curva J hasta una saturación del 100% y leer el valor de J.

5. Calcular h100 usando la ecuación 3.19. En esta ecuación h =O, para S w = 100%.

6. Para los valores seleccionados de J y los correspondientes S w calcular h a par tir de 1ecuación 3.19.

7. Construir el gráfico de h versus Sw.

Las Figuras 3.11 y 3.12 presentan un ejemplo del gráfico deJen función de Sw y

de la relación de profundidad y saturación, respectivamente.

2. Fuerzas viscosas

Las fuerzas viscosas se reflejan en la magnitud de la caída de presión que ocurre como resultado del flujo de un fluido a través de un medio poroso. Una de las aproxi maciones más simples utilizada para calcular dichas fuerzas considera que el medio poroso está formado por un conjunto de tubos capilares paralelos. Con esta suposi ción, la caída de presión para flujo laminar a través de un solo tubo vendrá dada por la ley de Poiseuille:

Page 72: Producción primaria.docx

30

25

¡20

160

•=a 140

ri

& 120

CIS

"CC

.a 100

a;

a:'

;;¡

:::;-

10

Page 73: Producción primaria.docx

•>¡: 80

a;

"CC

CIS 60

•¡:;

e

o 40

x••••••::

a.

5 :::1 20

<

QQms!.

o

Figura 3.11. Correlación J de Leverett (según

SSJ 8 y Amix1°).

Page 74: Producción primaria.docx

B¡.¡Lv

l!,p---

- Y 2 Be

Figura 3.12. Relación básica entre saturación de agua y profundidad (según AfnjxiO).

( 3.20)

donde: l:lp=p 2 -p1 es la caída de presión a través del tubo capilar, lbf/ pie2• Además,

L = longitud del tubo capilar, pies

r =

V =

JL =

Be =

radio del tubo capilar, pies

velocidad promedio en el tubo capilar, pies/seg la viscosidad del fluido fluyente, lbm/ (pie-seg) factor de conversión.

Page 75: Producción primaria.docx

En otras unidades:

l:lp =-{6,22xl0 -8 )( V)

r Be

donde l:lp está en lpc; r en pulgadas; v en pies/día;¡.¡, en centipoise y L en pies.

(3.21)

Las fuerzas viscosas también pueden expresarse en términos de la ley de Darcy, y en este caso:

=-0,158(v ) ( 3.22)

donde:

L = longitud del medio poroso, pies

r = radio del tubo capilar, pies

v = velocidad promedio del fluido en los poros del medio poroso en pies/día

p. = viscosidad del fluido, cp

= porosidad del medio poroso

k = permeabilidad del medio poroso, darcy

En este caso, = p 2 -p 1 es la caída de presión a través del medio poroso, lpc

Page 76: Producción primaria.docx

Para un conjunto de tubos de igual tamaño capilar, la permeabilidad viene dada

por:

( 3.23)

donde k y son la permeabilidad en darcy y la porosidad efectiva del conjunto de tubos capilares, respectivamente; y d, el diámetro de los capilares en pulgadas.

3. Distribución de fluidos en el yacimiento

Antes de 1950, la idea convencional de la distribución de los fluidos en un medio poroso consistía en suponer la fase mojante fluyendo cercana a la roca y la fase no mo jante fluyendo dentro de la fase mojante, pero sin entrar en contacto con la roca3• En otras palabras, se presumía que las dos fases, mojante y no mojante, fluyen simultánea mente en un mismo canal de flujo o abertura porosa. Aunque esta idea condujo a mu chos de los desarrollos sobre permeabilidades relativas, fue considerada errónea a par tir de 1950, cuando con base en observaciones microscópicas se estableció la teoría de los canales de flujo2, 11-13.

Esta teoría considera que cada fluido que satura una roca se mueve a través de su propia red de canales de flujo interconectados: el agua se moverá en una red de cana les y el petróleo en otra red diferente, como se observa a continuación en la Figu ra 3.13.

Los canales varían en diámetro y están limitados por interfases líquido-líquido o por interfases sólido-líquido. Con un cambio en saturación, la geometría de los canales

Page 77: Producción primaria.docx

lnyecci6n de agua y gas en yacimientos petrolfferos

Durante la invasión

47

Desplazamiento de petróleo por agua

en un sistema mojado por agua (imbibición)

--•-------

t t t

mt eat

9Et

Page 78: Producción primaria.docx

D Fluido mojante

Agua Agua Agua

Desplazamiento de petróleo por agua

- Fluido no mojante en un sistema mojado por petróleo (drenaJe)

Figura 3.13. Distribución de los fluidos en el medio poroso (según Craig3).

de flujo se altera: cuando se aumenta la saturación del fluid no mojante, el número de

canales de flujo de petróleo aumenta y el correspondiente al agua disminuye.

La distribución de Jos fluidos en un yacimiento no depende solamente de la satu ración de cada fase, sino que también depende de la dirección del cambio de satura ción. As( tenemos que la inyección de agua en un yacimiento preferencialmente moja do por agua es un proceso de imbibición, mientras que la inyección de agua en un yaci miento humectado preferencialmente por petróleo es un proceso de drenaje.

En conclusión, a la distribución de Jos fluidos le afecta, principalmente, la humee labilidad preferencial y la historia del cambio de saturación.

4. Saturación de agua connata, Swc

Es la saturación existente en el yacimiento al momento del descubrimiento. Ge neralmente se considera inmóvil; sin embargo, al inyectar agua a un yacimien to, la pri mera que se produce tiene composición diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la inyectada.

Como se observa en la Figura 3.14, la S,,>< se localiza en Jos sitios de contacto en tre los granos en las rocas preferencialmente mojadas por agua, y en forma de burbujas rodeadas de petróleo o gas en rocas preferencialmente mojadas por petróleo.

Page 79: Producción primaria.docx

La Swc se correlaciona con k, con el área superficial y con el tamaño de los poros. A mayor área superficial y menor tamaño de partículas , mayor es la saturación de agua connata. Generalmente, en rocas mojadas preferencialmente con agua, S wc varia entre

Roca humectada por agua

Roca humectada por petróleo

0 Espacio ocupado por agua

L">'1 Roca madre

-Espacio ocupado por petróleo

Figura 3.14. Efecto de la humectabilidad sobre la localización de la saturación de agua connata (según Amix 10).

Page 80: Producción primaria.docx

20-25% y en rocas preferencialmente mojadas por petróleo, Swc es menor del 15% y muy frecuentemente menor del 10%.

5. Permeabilidad, k

La permeabilidad de una roca yacimiento se define como su conductividad a los fluidos o la facultad que posee para permitir que éstos se muevan a través de la red de poros interconectados. Si sus poros no están interconectados, no existe permeabili dad; por consiguiente, es de esperar que exista una relación entre la permeabilidad de un medio y la porosidad efectiva. Los factores que afectan la permeabilidad son los mismos que afectan la porosidad efectiva, es decir: la presión de sobrecarga; el tama ño, la empaquetadura y la forma de los granos; la distribución de los mismos de acuer do con el tamaño y el grado de cementación y consolidación. La unidad de permeabili dad es el darcy. Se dice que una roca tiene la permeabilidad de un darcy cuando un fluido con una viscosidad de un centipoise avanza a una velocidad de un centímetro por segundo bajo un gradiente de presión de una atmósfera por centímetro. La Figu ra 3.15 muestra un medio poroso cuya permeabilidad es un darcy.

Granos de arena

q = 1 cm3/seg

,11=1cp

Figura 3.15. Medio poroso con permeabilidad de un darcy (según Clark 14).

Page 81: Producción primaria.docx

5.1. Ley de Darcy para flujo lineal

La característica de permeabilidad de un medio poroso es el resultado del descu brimiento empírico realizado por el francés Henry Darcy en 1856. De acuerdo con la ley de Darcy, la velocidad de avan-

ce de un fluido homogéneo en

un medio poroso es proporcio- nal a la permeabilidad y al gra diente de presión, e inversa- mente proporcional a la visco- sidad del fluido. Para el siste

.P,.2..---:::::o----:

ma que se presenta en la Figu ra 3.16, la ley de Darcy en su forma más simple, puede es cribirse:

-----

Figura 3.16. Sistema considerado en el flujo de fluidos en

un medio lineal.

(3.24)

donde:

q= tasa volumétrica de flujo del fluido en movimiento, cm3/seg

A= sección transversal o aparente de la roca perpendicular a la dirección de flujo, cm2

Page 82: Producción primaria.docx

IL = viscosidad del fluido, cp

k = permeabilidad de la roca, darcy

el> = potencial de flujo del fluido y puede expresarse, para el sistema considera do, por:

cl>=p+pgh (3.25)

donde:

p = presión ejercida sobre la superficie libre del líquido p densidad del fluido

h altura medida sobre un nivel constante de referencia

g = aceleración de gravedad

Diferenciando la ecuación 3.25, con respecto a la distancia x, resulta:

(3.26)

además, ox =sen a (3.27)

sustituyendo las ecuaciones 3.26 y 3.27 en la ecuación 3.24, resulta la ley de Darcy gene ralizada para flujo lineal:

kAíBp l

Q=--l-+P* g*sena.J

1-1

(3.28)

Page 83: Producción primaria.docx

5.2. Tipos de permeabilidad

Existen tres tipos de permeabilidad:

l. Absoluta o especifica: es la conductividad de una roca o material poroso cuando está saturado completamente por un solo fluido.

2. Efectiva: es la conductividad de un material poroso a una fase cuando dos o más fases están presentes y también se mide en darcy. Cuando dos o más fa ses están fluyendo simultáneamente en un medio poroso permeable, como por ejemplo en un proceso de desplazamiento, la permeabilídad efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad absoluta y es función de la satu ración de la fase.

3. Relativa: es la razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base.

Se pueden utilizar tres bases diferentes, dependiendo del uso de los cálculos:

ko ko

k) ; k,o = (k ) ;

So=lOO o So=l-Swc

(3.29)

donde S wc es la saturación de agua connata.

La Figura 3.17 muestra las ca

racterísticas principales de una cur 1

Page 84: Producción primaria.docx

1

va típica de permeabilidad relativa: 1 1

l. Se necesita una cierta satu 1

ración de la fase mojante 1 1

para que ésta comience a 1

fluir, denominada satura ción crítica de la fase mo jante, S cm (O< S cm <30). De igual manera, se necesita una cierta saturación de la

fase no mojante para que

comience a fluir, denomi '1

nada saturación crítica o de equilibrio de la fase no mo jante, SCIIm (O< swm <15).

0 . --::'s, m """"'-------- ::=-s ,. -m-----' 0

---==-- Saturación de petrOleo, So -----"""'- "---- O

Figura 3.17. Curva típica de permeabilidades relati vas a dos fases (según Finol y Ferrer2).

2. Una variación de saturación tiene por efecto disponer más poros o canales al flujo de la fase cuya saturación aumentó y disminuir el número de poros permi sibles al paso de la otra fase.

3. La permeabilidad relativa a la fase no mojante alcanza el máximo a saturacio nes de dicha fase menores del 100%, lo cual indica que una porción del espa cio poroso disponible, aunque interconectado, contribuye poco a la capacidad conductiva del medio poroso ya que no permite movimiento de la fase no mojante.

4. La permeabilidad relativa a la fase mojante se caracteriza por una rápida variación ante pequeños cambios en saturación a altas saturaciones de la fase mojante.

5. La permeabilidad relativa a la fase no mojante se incrementa rápidamente ante pequeños incrementos de saturación de la fase no mojante por encima de la saturación de equilibrio.

Page 85: Producción primaria.docx

6. La curva de krm +kmm indica la interacción entre las fases, siempre krm +kmm <1 debido a dos razones:

a. La presencia de interfases y, por tanto, de energía interfacial y presión capi lar.

b. Algunos de los canales que normalmente permiten el flujo cuando existe una sola fase, son bloqueados cuan do dos o más fases están presentes. Así, el número total de canales abiertos al flujo se reduce y la capaci dad de flujo de la roca es menor.

7. Como se observa en la Figu ra 3.18, la curva de permeabi lidad relativa presenta el fenó meno de histéresis; esto es, depende de la dirección del cambio de saturación. En un proceso de drenaje, la satura ción de la fase no mojante au menta y la de la fase mojante

disminuye. En un proceso de

imbibición, la saturación de la fase mojante aumenta y la de la fase no mojante disminuye.

s..

Figura 3.18. Efecto del cambio de saturación so bre la permeabilidad relativa en un sistema agua-petróleo (según SS18).

Además de la saturación, la per meabilidad relativa depende de la distribución y geometría de los poros,

la humectabilidad, la heterogeneidad

100 ...........

1\

\ 1

Page 86: Producción primaria.docx

80

de la roca y el tipo de fluido. El efecto

rlt Permeabilidad 1 V

de la presencia del gas y del agua so bre la permeabilidad relativa fue estu

.........

60

"''\ \

relativa al patrólao1

1

senta en la Figura 3.19.

1!

1l

;g 40

Page 87: Producción primaria.docx

.............

Í\ . V

\ "\ . 1

mectabilidad se presenta en la Figu

:.

""'1\. 11 l

.............

20

".....

\ \ 1/

'V

Permeabllldad

ralatlva al agua1

obtener curvas de

r\.

............... r-.....

Page 88: Producción primaria.docx

h::'0 .....

permeabilidades relativas

t---...

o 20 40 60

Saturación de agua (%)

80 100

Se han utilizado varios métodos para obtener las curvas de permeabi lidad relativa:

1. La técnica de presión capilar, para obtener la permeabili dad relativa a la fase mojante, el agua en un sistema agua gas, o el petróleo a la satura ción de agua connata en un sistema petróleo-agua-gas IS.

2. Líquido estacionario: se resa tura un núcleo hasta una de terminada S,vc y se mide la permeabilidad efectiva al pe tróleo, o al gas, mientras que el agua se considera estacio

Figura 3.19. Curvas de permeabilidades relativas en un sistema petróleo-agua-gas para arenas no consolidadas (según Leve

rett y Lewis16).

e O---- Preferencialmente mojada por petróleo

e O-- Preferencialmente mojada por agua

Page 89: Producción primaria.docx

80 80

60 60

"lokro "lokrw

40 40

Petróleo\

naria; o se mide la permeabili \\

20 20

dad efectiva al gas y al agua

tróleo estacionarioi9. o o

3. Flujo simultáneo utilizando

o

40 60 80 IDO

SATURACIÓN DE AGUA, %

Page 90: Producción primaria.docx

varios métodos para la inyec ción del fluido donde dos fa-

Figura 3.20. Efecto de la humectabilidad sobre la permeabilidad relativa en un sistema agua-petróleo (según Jennings17).

ses fluyen simultáneamente. La razón entre los flujos determina la satura ción20.

4. Desplazamiento o empuje externo como por ejemplo petróleo por gas o petró leo por agua2I.

En operaciones de recobro secundario donde el petróleo se desplaza con agua o con gas, esta última técnica es la más utilizada. Con la teoría adicional de Johnson y col.22, se pueden determinar también kro y krw, o krg ; así como las razones kw 1k o, o

k 8 1k0 •

Desafortunadamente, muchos yacimientos considerados aptos para la inyección de agua o gas se caracterizan por la ausencia de datos de permeabilidad relativa. En esta situación, se pueden utilizar muchas ecuaciones que han sido desarrolladas para estimar la permeabilidad relativa. Entre las más utilizadas están las de Corey23, que se presentan a continuación:

Para un sistema agua-petróleo, mojado preferencialmente por petróleo (proceso de drenaje):

(3.30)

(3.31)

Page 91: Producción primaria.docx

donde: sw es la saturación de agua, fracción y swir• la saturación de agua irreducible, fracción.

Para un sistema gas-petróleo:

ÍS1 -S1, 1

kro =ll-Sir J

krg =[t-(; )r[t-( --s:lr r]

(3.32)

(3.33)

donde:

S 1 = saturación total de líquido, petróleo + agua

S 1, = saturación de líquido total residual, petróleo + agua

S m = un parámetro considerado igual a 1-S gc, el cual por conveniencia general mente se toma igual a l.

La Figura 3.21 presenta una correlación para estimar krg 1kro en función de S

8

para saturaciones de agua connata en el rango de 5 a 40%. Como se observa, la curva

Page 92: Producción primaria.docx

de krg 1kro es más adversa a medida que aumenta la saturación de agua connata. Esta correlación se puede utilizar cuando no se tienen datos de k 8 1k0 , o como una guía para correla

cionar los datos de k 8 1ko.

Cuando existe flujo simultáneo de petróleo y agua en un sistema hu mectado por agua, durante un proce so de imbibición, Smith15 propone las siguientes ecuaciones:

r ll/2

k' = S41 S"' -Swtr

m• 1-Swir

10 ooor---.-----,-----,--,----.-..,-" ----,

8 000

6.000

4 oooJ---+---+---+--,-,!+------+---t-7'---:H-----?'----l

3.000

2 000

1.000

o.8ool---t---+----t.!---;f-l

10.600

1oAool---t---+---1'---:>!'-+-+t+---T'-b''----::?"t----;

2 0.300

0.200

l

Page 93: Producción primaria.docx

!0.100f---+-----l-!

• 0080

0.060

-¡ 0.040

;g 0.030

0.020

g g f---f-1-MI-ffi

0.006

(3.35)

donde Sor es la saturación de petró

NOTA

Los segmentos lineales de las curvas

J--.1-!-1-:rl'f;'-!-----+--l para cada Sw•, pueden extenderse

0.004 utilizando las pend1entes <lSg/ciclo

0.003 Indicadas en las curvas.

10 15 35

Sg, % del volumen poroso

Figura 3.21. Correlación para estimar krg 1kro en

Page 94: Producción primaria.docx

leo residual.

función de 5

8

(según SSJB).

5.2.2. Curva promedio de permeabllldad relativa

Existen varios métodos8• 24 para obtener curvas promedio de permeabilidad rela tiva. Tres de los más comunes son:

l. Promedio simple: se aplica principalmente para curvas de kw 1ko o k

1ko.

a. Se seleccionan valores de kw 1k

, o k

1k y se leen de cada curva los res

pectivos valores de S w o S 8 • O viceversa, es decir, se seleccionan las satu raciones Sw o S 8 y se leen las razones de permeabilidades, kw 1k0 ; o k 8 1k 0 •

Page 95: Producción primaria.docx

b. Se calcula el promedio aritmético o geométrico de S"' o S8 o viceversa.

c. Se construye el gráfico de kw 1k o, o k 8 1k o, en función del valor promedio de

sw o S •

d. Se dibuja una curva suave a partir de los datos.

Este es un buen procedimiento solamente si la saturación promedio de agua inicial del núcleo es igual a la saturación de agua connata en el yacimiento.

2. Normalizando la saturación: La saturación se redefine de tal forma que varíe entre O y l.

La saturación normalizada en un sistema agua-petróleo se define por:

donde Si Sw = Swi• SwD =0 y Si Sw =1-Sor, SwD =1

En un sistema gas-petróleo, se define por:

So -Sor So; -S g -Sor soD =----'---

Soi -Sor So; -Sor

(3.36)

Page 96: Producción primaria.docx

(3.37)

en donde para S g =0, soD =1; y para so= sor> soD =0 y S gD =1-Sov•

Este método requiere el valor de Sor que es difícil de determinar. Este valor se puede extrapolar, pero está sujeto a errores considerables, en especial en sis temas gas-petróleo. Por lo tanto, este método sólo se recomienda cuando se puede determinar Sor independientemente, como por ejemplo por medio de pruebas de presión capilar usando una centrífuga.

3. Correlacionando con la saturación de agua connata: Este método tiene la ven taja de que se pueden determinar curvas promedio para cualquier saturación de agua connata:

a. Se seleccionan de las curvas valores de kw 1ko, o k 8 1ko y se leen los respec tivos valores de S w y S 8 •

b. Se construye el gráfico de S w o S 8 , para una dada kw 1k o o k 8 1ko en fun ción de la saturación de agua connata de cada muestra.

c. Se trazan líneas rectas a través de los datos para cada kw 1k

o k 8

1k •

d. Se determina la saturación promedio de agua para el yacimiento o zona de interés y se leen Sw, o S 8 , para cada kw 1ko o k 8 1k0 •

e. Se representa kw 1ko versus S w, o k

Page 97: Producción primaria.docx

suave a través de los datos.

1k versus S

y se traza una curva

La Figura 3.22 presenta ejemplos de este tipo de gráficos.

5.3. Permeabilidades relativas a tres fases

Tiene poca aplicación en desplazamientos inmiscibles debido a que existen po cas regiones en el yacimiento donde ocurre flujo simultáneo de las tres fases. Generalmente se estiman así: la permeabilidad relativa al agua se obtiene de un siste ma de dos fases de las curvas agua-petróleo y la del gas de un sistema gas-petróleo. La permeabilidad relativa al petróleo puede calcularse por la ecuación de Stone25:

(3.38)

donde: krow es la permeabilidad relativa al petróleo en un sistema agua-petróleo y kro ,

la permeabilidad relativa al petróleo en un sistema gas-petróleo.

100 100

80 80

Page 98: Producción primaria.docx

IU

:¡>:::¡ :¡:::¡

IU IU

60

"O "O

;IgU

;IgU

:0 :0

IU IU

Q) Q)

E...

E...

a.. a..

Saturación de agua (porcentaje) Saturación de agua (porcentaje)

Page 99: Producción primaria.docx

t--50

J k L

¡ =301

t--40 w'® !'---,

t--30 -. u -..!:;: '

(,0 AA

t--20 0 r--.. '

t--10

'--0

®® ---- 1-

Page 100: Producción primaria.docx

o 10 20 30 40 50 60

Saturación de agua connata (%)

Figura 3.22. Curva promedio de permeabilidad relativa (según Smith y Cobb32 y SSI8).

6. Heterogeneidad del yacimiento

Todos los yacimientos varían areal y verticalmente en sus propiedades. En los cál culos de desplazamiento se debe tomar en cuenta la variación vertical de la permeabi lidad. Law26 fue uno de los primeros en analizar esta variación y mostró que la permea bilidad tiene una distribución logarítmica que representó con la siguiente relación:

k

el> =log.J2-

10

(3.39)

En un trabajo que describe el uso de los análisis de núcleos para determinar el efecto de la estratificación de la permeabilidad en predicciones de inyección de agua, Dykstra y Parsons27

Page 101: Producción primaria.docx

definen un coeficiente de variación de permeabilidad, V,que mide la heterogeneidad del yacimiento. Para determinar V, las permeabilidade se arreglan en orden decreciente. El porcentaje del número de valores de permeabilidad que ex ceden cada valor tabulado se calcula dividiendo por n+I, donde n es el número de muestras. Los porcentajes se representan en un papellog-probabilístico y la mejor lí nea recta que se traza a través de los puntos se pesa de tal forma, que los puntos entre 20 y 80 por ciento se toman más en cuenta que los puntos más distantes.

La variación de permeabilidad se calcula mediante:

V=kso% -ks4,1%

k 50%

(3.40)

Dykstra y Parsons escogieron esta definición de manera que V varíe entre cero y uno. Un yacimiento uniforme tendrá un valor de V =0. Un yacimiento heterogéneo alta mente estratificado tendrá V cercano a l. La k 50% es la permeabilidad media, km, con

50 por ciento de probabilidad.

La k84 ,1% es la permeabilidad de 84, 1 por ciento de la mues tra acumulada. El 84,1 por ciento se escogió debido a

100

que en una distribución nor- "CC

mal la desviación estándar cr E

'Ti

Page 102: Producción primaria.docx

es tal que el 84,1o/o de las 10

muestras tienen valores ma- :a

ftl

yores que el valor medio más

kso%

-----------------------------

k84.1%

:•

1 •

: ••

cr. La relación entre V y la des- :_

viación estándar cr1ogk está dada por:

(3.41)

Page 103: Producción primaria.docx

------------------------------ -1 --------

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1:so

1

1

:84.1

1

1

Page 104: Producción primaria.docx

La Figura 3.23 presenta un gráfico típico de distribu ción logarítmica normal de la permeabilidad en función del factor de variación V.

1.0 L-..--&---L--..L.---L--L--&---l--L--&...1 -- ---- -....

0.01 0.1 1 20 40 60 80 90 95 98 99

Porcentaje total de la muestra con la más alta penneabilidad

{% mayor que)

Figura 3.23. Distribución de permeabilidad en un yaci miento heterogéneo según Dykstra y Par sons27.

7. Petróleo residual, Sor

Es el petróleo que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un pro ceso de desplazamiento. Depende principalmente de la humectabilidad de la roca y del tipo de fluido desplazante:

a. Rocas preferencialmente mojadas por agua

En el desplazamiento con agua, Sor es generalmente alto, en el orden del 35% del volumen poroso.

b. Rocas preferencialmente mojadas por petróleo

El desplazamiento de petróleo con agua no es eficiente. El petróleo residual toma el lugar del agua connata y kro es pequeño para altas saturaciones de pe tróleo.

c. Rocas con mojabilidad intermedia

En este caso las fuerzas que retienen al petróleo en los poros son muy peque ñas y por lo tanto también lo es Sor.

7.1. Concepto del lazo poroso o delpore doublet

Page 105: Producción primaria.docx

El entrampamiento del petróleo y otros fluidos en el medio poroso no se compren de completamente y no puede ser descrito rigurosamente por medio de las matemáti cas. No obstante, se conoce que el mecanismo de entrampamiento depende de: (1) la estructura de los poros en el medio poroso, (2) las interacciones roca-fluido relacionadas con la humectabilidad, y (3) las interacciones fluido-fluido reflejadas en la tensión inter-

facial y algunas veces en las inesta bilidades de flujo!, 2, 28.

Un modelo simple para estu diar el entrampamiento del petró leo es el del pore doublet o lazo po

roso. En este modelo, la compleji

Flujo según

Darcy

Figura 3.24. Modelo del pare doublet ilustrando el desplazamiento del petróleo en el me dio poroso (según Willhite28).

dad del medio poroso se extiende más allá del uso de un capilar al considerar flujo en dos capilares conectados paralelamente, como se ilustra en la Figura 3.24.

l. En esta figura se puede observar que el fluido en A se divide y fluye a través de capilares distintos una corta distancia y luego se une de nuevo en el punto B.

2. En un medio poroso real existirán miles de lazos de flujo de este tipo: unos combinados en paralelo y otros combinados en serie.

Considérese uno de estos lazos de flujo, representado en la Figura 3.25.

Page 106: Producción primaria.docx

Un solo fluido.

No existen Interfases ni efectos capilares

----+---,----' •80••11:=

r2

Dos fluidos. Existen lnte'!ases y, por tanto, presiones capilares

Figura 3.25. Lazos de flujo presentes en elmedio poroso (según Finoly Ferrer2).

Si se observa la tasa de avance rela tiva del agua inyectada a través de los ca nales de radio r1 y r2 , se notará que el agua alcanzará pri ero la segunda unión de los canales a través de un ca nal, y el petróleo quedará atrapado en el

canal donde fluye más lentamente.Esta cantidad de petróleo es el petróleo resi dual y puede observarse en la flgu ra3.26.

Frente de agua

Page 107: Producción primaria.docx

_ . 1

r1 r2 "-. PetrÓ-Ie-o-at ra-"'a:-do,-

Fro nte do aguael c.ual serA petróleo

residua l luego que

el frente de agua avanza.

Figura 3.26. Localización delpetróleo residual

en elmedio poroso.

7.2. Comportamiento de flujo en un doublet

l . Tasa de flujo cuando sólo una fase está presente, esto es, flujo viscoso única

mente.

De acuerdo con la ecuación de Poiseuille ,

4 6p

q=1fT. 8J.1L (3.42)

(3.43)

Por lo tanto, si sólo están presentes las fuerzas viscosas, la velocidad es mayor en el canal de mayor radio.

2. Tasa de flujo resultante de fuerzas capilares únicamente.

Page 108: Producción primaria.docx

Suponiendo que no existe presión exterior y que la interfase está presente en cada canal, la presión que hace que la interfase se mueva es:

(3.44)

donde se observa que:

1

p ex;- (3.45)

e

De la ecuación de Poiseuille, v=r 2 (

8

) . reemplazando por •resulta:

r

v=-

8J.IL

(3.46)

Page 109: Producción primaria.docx

Por lo tanto, v-< r y de nuevo la velocidad será mayor en el canal de mayor ra dio.

Conclusión temporal: Enlas condiciones supuestas en 1 y 2 (flujo viscoso o flujo ca pilar, únicamente), la velocidad siempre será mayor en los canales de mayor diámetro.

Con base en lo anterior, la imbibición de la fase mojante es mayor en una muestra de 1.000 md que en una de 1 md; sin embargo, en la imbibición sólo hay fuerzas capila res actuando. lQué sucede si se tiene un balance entre las fuerzas viscosas y las fuerzas capilares? Considérense las siguientes definiciones:

• Imbibición libre

• Imbibición restringida

7.2.1. Imbibición libre

Situación donde el suministro de

agua es grande, tal que la tasa de avance es igual a la calculada. El agua se suminis tra a los canales a la tasa requerida. Esta condición se presenta en casos sencillos tales como en capilares rectos y en aqué llos donde el suministro de agua está cer cano a las interfases.

7.2.2.1mblblclón restringida

Situación donde no existe suficiente agua para permitir a las interfases moverse

V1

--+

Page 110: Producción primaria.docx

V1

r1

(' V2

r1< r2 r2

Imbibición libre

r1

V2

a través de los capilares a la tasa de avance calculada, como se muestra en la Flgu ra3.27.

Suponiendo v1 y v2 abiertas, se tiene imbibición libre y el frente en r2 avanza más rápidamente.

Page 111: Producción primaria.docx

Á 1 1

t

r2

Imbibición restringida

Figura 3.27. Comportamiento de flujo en un

doublet (según Finol y Ferrer2).

Si ahora se cierran las válvulas v1 y v2 , se tiene un caso extremo de imbibición res tringida: no más suministro de agua. Como Y1 <Y2 , (Pe ),1 >(Pe ),2 => la tasa de avance en Y1 es mayor que en Y2 • Así, en caso extremo de imbibición restringida, el frente avan za más rápido en los canales de menor diámetro.

lCuál es la situación en el yacimiento? Dentro de un medio poroso existe imbibi ción restringida, con excepción de la zona cercana a la entrada de agua. El agua no se suple con la rapidez deseada. Existe competencia por el agua.

Pruebas de la existencia de imbibición restringida en el yacimiento: Observaciones directas del flujo en rocas mojadas preferencialmente por agua29• 30,

en celdas de laboratorio, presentan el agua moviéndose preferencialmente en los ca

nales de menor radio, mientras que el petróleo residual permanece en los espacios más grandes, lo cual indica que el agua se mueve más rápido en los canales de menor diámetro.

7.2.3. Efecto de la longitud del doublet

El efecto deL sobre el comportamiento de flujo puede observarse comparando el gradiente de flujo producido por la presión capilar con el gradiente de flujo producido por las fuerzas viscosas. Así se tiene:

Page 112: Producción primaria.docx

ParaL corto: 0,01pulg por ejemplo y, Pe =2lpc, el gradiente capilar será 21pc/0,01 pulg = 2.000 lpc/pulg. El gradiente aplicado, representativo de las condiciones de cam po puede ser 11pc/pie = 0,081pc/pulg. Así, las fuerzas capilares dominan las fuerzas vis

cosas.

Para L largo: 1 pie por ejemplo, el gradiente resulta ser 2/12 = 1/6 lpc/pulg, el cual es mayor que el gradiente viscoso y, por tanto, las fuerzas capilares dominan las fuerzas viscosas.

Con base en observaciones de laboratorio se estima que en medios porosos, L es del orden de O, 1 pulg o menos. Luego:

!!.Pe =2 lpc /0,1 =20 lpc/pulg

l:lP,,;sc = 1 lpc 1pie =0,08 lpc/pulg

Por tanto puede verse que las fuerzas dominantes son las capilares y que el mo delo del doublet es muy útil para el estudio de medios porosos.

7.3. Petróleo residual lpor qué existe?

1. Porque en un sistema mojado por agua, el agua avanza a la misma velocidad en todos los canales y por lo tanto el petróleo queda en algunos canales luego de pasar el frente de invasión de agua. Este petróleo remanente no puede fluir debido a los efectos capilares que lo retienen en los poros31 •

2. Por la existencia de: a) canales de flujo o poros de diferente tamaño, b) canales de flujo o poros de diferente permeabilidad, o e) fuerzas capilares.

7.4. Localización del petróleo residual en sistemas mojados por agua

Page 113: Producción primaria.docx

l. Vieja idea: Como se observa en la Figura 3.28, el petróleo resi dual aparece como gotas dentro de la fase agua.

2. Idea del canal de flujo: El petróleo llena los canales por los cuales fluye y, por consiguiente, el petró leo residual aparece llenando completamente los canales.

Las observaciones microscópicas

Figura 3.28. Distribución del petróleo residual en sistemas mojados por agua (se gún Clark 14).

que se presentan en la Figura 3.29, muestran una amplia distribución de petróleo resi dual de diferentes tamaños. Trabajando con empaques de esferas de vidrio, se observó que si se eliminaba una esfera, el petróleo residual se localiza en el espacio dejado por la esfera, como se muestra en b). Se investigó hasta qué tamaño podían aumentarse

a

Page 114: Producción primaria.docx

b e

oo•o

0000

0000

Figura 3.29. Observaciones microscópicas del petróleo residual en sistemas mojados por agua (según Moore y Slobod29).

los espacios vados y tener aún petróleo residual. Tal como se observa en e), se aumen taron los espacios hasta V2 pulgada y se observó que aún retenían el petróleo; es decir, el petróleo residual se ubica en los poros más grandes; sin embargo, ensayando con otros tipos de petróleo y a diferentes tasas de flujo se concluyó que el tamaño de los es pacios dejados depende del balance de fuerzas capilares y viscosas (teoría VISCAP).

7.5. Localización del petróleo residual en sistemas mojados por petróleo

t. Dado que el petróleo es la fase mojante, se encuentra en contacto directo con la roca en las aberturas más pequeñas y el agua en las aberturas más grandes, contrario a lo que ocurre en sistemas mojados por agua.

2. El desplazamiento por agua es completamente diferente que en sistemas mo jados por agua, por lo siguiente:

a. Se debe aplicar un gradiente de presión, /lp, para forzar el agua a entrar en el sistema y desplazar la fase mojante; esto es, las fuerzas capilares se oponen a la entrada de agua.

b. A bajas presiones de inyección, el agua entra preferiblemente en las abertu ras mayores (mayor Y y menor Pe).

c. El agua entra en las pequeñas aberturas solamente cuando el/lp aplicado es mayor que la Pe.

d. A un llp fijo, el agua y el petróleo existen como fases continuas en diferentes conjuntos de poros, ocupando el agua los poros de mayor diámetro. Por tan to, el flujo de petróleo es posible después de la ruptura del agua.

e. En la Figura 3.30 se obser- va que: Si Y2 >Y1 , Pe 1 >Pe2 , por tanto en (1) la Pe se

Page 115: Producción primaria.docx

opone al flujo de agua con mayor intensidad que en (2); además, si llpvlsc es igual en (1) y en (2), la tasa

de flujo será mayor en (2),

ya que Y

> Y ; así, el petró- Figura 3.30• Doublet mostrando el desplazamien

leo se desplaza preferen- cialmente de las aberturas de mayor diámetro y el pe-

to de petróleo en un sistema mojado

por petróleo (según Moore y Slo bod29).

tróleo residual queda en las aberturas más pequeñas, esto es completamen

te opuesto a lo que ocurre en sistemas mojados por agua.

Para un máximo llp, dentro de los límites prácticos, se obtendrá un valor típi co de petróleo residual, el cual existe como una fase continua. Si se puede

Para un máximo l!.p, dentro de los límites prácticos, se obtendrá un valor típi co de petróleo residual, el cual existe como una fase continua. Si se puede aplicar un l!.p mayor, se podría desplazar más petróleo, hasta alcanzar una distribución de petróleo similar a la del agua connata en sistemas mojados por agua.

En síntesis, en sistemas mojados por petróleo se tiene:

a. Altas saturaciones de petróleo residual, en general.

b. La permeabilidad relativa al petróleo llega a ser baja a saturaciones de pe tróleo relativamente altas.

c. Se requiere mucho tiempo y una inundación extensiva con agua para alean-.

Page 116: Producción primaria.docx

• zar el petróleo residual.

d. El petróleo residual en sistemas mojados por petróleo es como agua conna ta en sistemas mojados por agua; por tanto, depende de los efectos capila res en el sistema.

Puede concluirse, entonces, que tanto en sistemas mojados (fuertemente) por agua como por petróleo, la saturación de petróleo residual es alta en condiciones prác ticas.

7.6 Localización del petróleo residual en sistemas de mojabilidad intermedia

Un sistema de mojabilidad intermedia puede describirse con las siguientes ca- racterísticas:

l. La superficie de la roca no es fuertemente mojada ni por agua ni por petróleo.

2. El ángulo de contacto es próximo a 90 (60°-120°).

3. Las pruebas de imbibición, bien sea agua desplazando petróleo o petróleo desplazando agua, producen poco o ningún fluido desplazado.

4. En este tipo de sistemas, las fuerzas capilares no dominan la situación como en sistemas mojados por agua o por petróleo: Pe es pequeño ya que cos 9e O

7.6.1 Propiedades de un sistema de mojabllidad intermedia

1. No existen grandes fuerzas que tiendan a mantener el petróleo en los espacios porosos.

2. No existen grandes fuerzas que succionen el agua hacia los espacios porosos.

3. Las fuerzas capilares no son dominantes.

4. El petróleo residual observado es en general menor que para sistemas moja dos por agua o por petróleo; esto se explica porque existe un mejor balance entre las fuerzas capilares y las viscosas y, por tanto, el petróleo se produce más fácilmente.

7.7. Valores típicos de petróleo residual Sistema de humectabilidad intermedia: 20%. Sistema mojados por agua: 35%.

Page 117: Producción primaria.docx

Sistema mojados por petróleo: 15%.

7.8. Conclusiones sobre petróleo residual en inyección de agua

l. La geometría de los poros tiene algún efecto sobre el petróleo residual pero no es la variable dominante.

2. La humectabilidad es el factor más importante en lo que a petróleo residual concierne.

3. Las muestras estudiadas en el laboratorio tienen una rnojabilidad definida, pero no existe seguridad de que sea la que existe en el yacimiento.

4. En vista del efecto que tiene la hurnectabilidad sobre el petróleo residual y a que la misma puede cambiar del yacimiento al laboratorio, es dificil obtener datos de laboratorio que realmente representen el comportamiento del yaci miento.

Algunas sugerencias:

a. Si el análisis de una muestra "fresca" indica una saturación elevada de petró leo residual, probablemente esto sea correcto.

b. Si el análisis de una muestra "fresca" indica una baja saturación de petróleo residual, probablemente es más correcto que lo indicado por análisis de una muestra donde se han reestablecido las condiciones de laboratorio.

c. Si los análisis en (b) dan el mismo resultado, significa que la rnojabilidad es relativamente constante y que los datos son útiles.

5. Las consideraciones anotadas sugieren la necesidad de conocer las propieda des de la roca in situ.

8. Presentación y aplicación de la teoría VISCAP

El nombre significa: VIS: fuerzas viscosas y CAP: fuerzas capilares.

La idea es comparar la magnitud de las fuerzas viscosas y las fuerzas capilares, para derivar un número adirnensional.

Page 118: Producción primaria.docx

Fuerzas viscosas, Fv :

l. De la ecuación de Darcy:

l:!.p= q

kA

(3.47)

2. Así flp es función de q 1A, J.L, 11k y L.

3. Suponiendo flp como gradiente, L se elimina.

4. Para un medio poroso, k es constante.

5. Por definición, q 1A es u, la velocidad de flujo.

Luego, las fuerzas viscosas que actúan en un medio poroso pueden medirse por la cantidad VJ.L.

Fuerzas capUares, Fe:

Las fuerzas capilares se miden por la tensión superficial o interfacial y el ángulo de contacto, ya que r se supone constante, puesto que k es constante.

Luego, las fuerzas capilares que actúan en un medio poroso pueden medirse por la cantidad crcos ee. La teoría VISCAP examina la razón de fuerzas viscosas a fuerzas ca pilares:

Razón VISCAP=_S:_= V¡.t

Fe crcosee

Page 119: Producción primaria.docx

(3.48)

Dimensiones:

Luego, la razón VISCAP, es un número adimensional.

8.1. Análisis de las fuerzas presentes en el flujo de fluidos

l. Efecto de cada una de las variables.

a. Si la velocidad de flujo aumenta, las fuerzas viscosas aumentan.

b. Si la viscosidad del fluido aumenta, las fuerzas viscosas aumentan.

c. Si la tensión interfacial aumenta, las fuerzas capilares aumentan.

d. Si el ángulo de contacto aumenta, cosee disminuye y las fuerzas capilares disminuyen.

2. Orden de magnitud de las fuerzas en un medio poroso para situaciones norma les:

u = 1 pie/día 0,0003 cm/seg

J.L = 0,01 poise (1 cp); cr = 36 dinas/cm

Page 120: Producción primaria.docx

Fv =VJL = 0,0003 cm/seg * 0,01 g/cmseg = 3 x lQ-6 g/seg2

Fe = crcos ee 1O para agua-petróleo con ee = 0°

Luego, con base en estas condiciones las fuerzas capilares dominan la situación, ya que son aproximadamente 107 veces mayores que las viscosas.

8.2. Ajuste de las fuerzas capilares y viscosas

Aumentar las fuerzas viscosas:

l. Incrementar la velocidad de flujo en 1000 veces su valor.

2. Incrementar la viscosidad del fluido en 100veces su valor.

Luego, es posible aumentar (en teoría) las fuerzas viscosas en tos veces, i.e., por un factor de 1os.

Disminuir las fuerzas capilares:

l. Reducir la tensión interfacial de 36 a 1.0 dinas/cm.

2. Incrementar el ángulo de

contacto, tal que cosec 0,01. Luego, es po sible disminuir (en teoría) las fuerzas capilares en 10-4 veces, i.e., por un fac tor de 10-4.

Así es posible, en teoría, lo grar un balance entre las fuerzas capilares y las viscosas, esto es, ha cer que sean aproximadamente iguales. Esto fue realizado por Moo

re y Slobod29, comprobándose que

Page 121: Producción primaria.docx

el petróleo residual se reduce a medida que se va logrando el ba lance de fuerzas. Variando v, p,, cr y cosee y utilizando una misma roca, determinaron el petróleo residual para diferentes condiciones. Los

1/l 1,0E+OO

.•.!a!!.

1,0E+01

1/)

1,0E+02

111

1/)

111

1,0E+03

•;;;

l{l 1,0E+04

Q)

.2

,§ 1,0E+05

[11

0::

1,0E+06+---.---.----.---w---.---...---.

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70%

Page 122: Producción primaria.docx

Petróleo residual en porcentaje

Figura 3.31. Influencia de las fuerzas capilares y vis cosas sobre el petróleo residual2, 29;

resultados se presentan en la Figura 3.31 y prueban:

a. La dependencia del petróleo residual de la Razón VISCAP.

b. La necesidad de un balance de fuerzas capilares y fuerzas viscosas para dis minuir el petróleo residual.

c. La saturación de petróleo residual se reduce de un 50% hasta un valor me nor del 20%, logrando un balance de fuerzas.

d. La necesidad de considerar otros factores, tales como efectos de borde.

9. Movilidad, A.

Es la facilidad con la cual un fluido se mueve en el yacimiento. Se calcula como la relación entre la permeabilidad efectiva de la roca a un fluido y la viscosidad de éste.

Por ejemplo:

(3.49)

son las movilidades del petróleo, agua y gas, respectivamente.

1O. Razón de movilidad, M

Page 123: Producción primaria.docx

La razón de movilidad, se designa por la letra M con dos subíndices que indican la fase desplazante y la fase desplazada y se define como la movilidad A.0 , (=k 1J.l, donde k es la permeabilidad efectiva y p., la viscosidad) de la fase desplazante: agua o gas, di vidida por la movilidad A.d del fluido desplazado: petróleo.

myecc1on e agua: 0 d = w o = k (3.50)

' ' o 1!lo

myecc1on e gas: D,d = g,o = ko l !lo (3.51)

Un aspecto importante en la definición de razón de movilidad es la evaluación de la permeabilidad efectiva a cada fase. La convención adoptada con base en resultados experimentales es:

La permeabilidad efectiva a la fase desplazante se evalúa a la saturación prome dio de dicha fase en la zona del yacimiento invadida, esto es, detrás del frente de inva sión.

La permeabilidad efectiva a la fase desplazada se evalúa a la saturación de dicha fase en la zona delante del frente de invasión.

Los valores deM, comúnmente encontrados, están en el rango de 0,02 a 2,0. Debi do a la influencia deM sobre las eficiencias de barrido areal y vertical, donde a bajos va lores de M se obtienen mejores resultados que a altos valores, se ha adoptado la con-

vención de denominar razón de movilidad favorable la que es menor de la unidad, y no favorable la que es mayor de la unidad. Es decir, si M< 1=> la razón de movilidad es fa vorable y si M> 1 =>la razón de movilidad es desfavorable.

Page 124: Producción primaria.docx

Problemasl, 2, 32-34

l. Calcule la tensión superficial del agua a 77°F si ee =38, el radio del capilar es 10011-m y la altura de la columna de agua es 12 cm.

2. Calcule el gradiente de presión, llp 1L, a través de un capilar recto cuyo diáme tro es de 0,004 pulgadas, para flujo de agua a una tasa típica de yacimiento de 1 pie/día. Considere la viscosidad del agua igual a 1 cp.

3. Calcule el gradiente de presión, llp 1L, para flujo de petróleo (viscosidad 1O cp) a una tasa de flujo intersticial de 1 pie/día. La roca tiene una permeabilidad de 250 md y una porosidad de 0,20.

4. Calcule la presión inicial de desplazamiento para empujar una gota de petró leo a través de un poro que tiene un radio de 6,211-m. Suponga que el ángulo de contacto es cero y la tensión interfacial (TIF) es 25 dinas/cm. Exprese su res puesta en dinas/cm2 y en lpc. ¿cuál sería el gradiente de presión en lpc/pie si la longitud de la gota es de 0,01 cm?

5. Considere el desplazamiento de petróleo por agua en un solo poro de radio r,a una velocidad de 1 pie/día. La longitud del poro es de 0,02 pulgada; la viscosi dad, 1 cp; la tensión interfacial, 30 dinas/cm y el ángulo de contacto, cero. Cal cule la diferencia de presión, p A -p 8 , para diferentes valores de r.

6. Los siguientes datos de permeabilidades relativas son los resultados obtenidos de una serie de pruebas de laboratorio para un yacimiento de petróleo (Nótese que la permeabilidad base es la permeabilidad al aire).

S (o/o)k k

25 0,000 0,565

30 0,002 0,418

35 0,015 0,300

40 0,025 0,218

45 0,040 0,144

50 0,060 0,092

55 0,082 0,052

Page 125: Producción primaria.docx

60 0,118 0,027

65 0,153 0,009

70 0200 o 000

Estos datos indican que la saturación de agua irreducible en el yacimiento es 25%. Los registros de pozos y análisis de núcleos sugieren que la saturación de agua irreducible es 15%. Ajuste estos datos de permeabilidades de tal forma que representen la saturación del 15%y presente los mismos en forma norma lizada en una escala de cero a uno.

7. Describa paso a paso y presente un ejemplo numérico ilustrativo del procedi miento para calcular una curva promedio de kw 1ko vs S w para un yacimiento.

8. Presente un resumen sobre los diferentes métodos de obtener curvas de pre sión capilar en el laboratorio y su conversión a condiciones de yacimiento. In dicar el procedimiento detallado en cada caso.

9. Construya las curvas de permeabilidades relativas y determine sus característi cas principales. Use las siguientes ecuaciones:

k = (

3

1-Sor -Sw )

ro 1-Sor -Swi

Page 126: Producción primaria.docx

con: 1-So, =0,85 y Sw1 =0,3

1O. Elabore un resumen sobre las ecuaciones empíricas para determinar permea bilidades relativas a dos y tres fases, indicando en cada caso la forma como fueron obtenidas y en qué condiciones son aplicables. Presentar algunos ejemplos de cálculos.

Referencias bibliográficas

l. Green, D.W. yWillhite, G.P.: Enhanced Oil Recovery, SPE Textbook Series, Richardson, TX (1998) 6

2. Final, A. y Ferrer, J.: Desplazamientos Inmiscibles, Escuela de Petróleo, Facultad de Inge niería, Universidad del Zulia (1976).

3. Craig, F.F., Jr.: TheReserooir Engineering Aspects ofWaterflooding, Monograph Series, SPE, Richardson, TX (1971) 3.

4. Bobek, J.E., Mattax, C.C., y Denekas, M.O.: Reservoir Rack Wettability- Its Significance and Evaluation, Trans., AIME (1958) 213, 155.

5. Amott, E.: Observations Relating to the Wettabilityof Porous Rack, Trans., AIME (I959) 216, 156-162.

6. Plateau, T.A.F.: Experimental and Theoretical Research on the Figures of Equilibrium of a Liquid Mass Withdrawn from the Action of Gravity, Annual Reports, Smith Inst. (I963-66).

7. Leverett, M. C.: Capillary Behavior in Porous Solids, Trans., AIME (1941) 142, 152-169.

8. Scientific Software Intercomp (SSI): Notebook of lmproved Oil Recovery by Waterflooding and Gas lnjection, Denver (1981).

9. Rose, W.R. y Bruce, W.A.: Evaluation of Capillary Character in Petroleum Reservoir Rock,

Trans., AIME (1949) 186, 127-133.

Page 127: Producción primaria.docx

10. Amix, J.W., Bass, D.M. Jr. y Whiting, R.L.: Petroleum Reserooir Engineering, McGraw-Hill Book Co, New York City (1960).

1l. Craft, B. y Hawkins, M.: Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos, Editorial Tecnos, S.A. (1968).

12. Chatenever, A. y Calhoun, J.C. Jr.: Visual Examination of Fluid Behavior in Porous Media Part 1, Trans., AIME (1952) 195, 149-156.

13. Stanolind Oil and Gas Co.: Fluid Distribution in Porous Systems •A Preview of the Motion Picture. También publicado por Pan American Petroleum Corp. y Amoco Production Co. (1952).

14. Clark, N.J.: Elements of Petroleum Reservoirs, SPE Henry L. Doherty Series, Dalias, TX (1969). .

15. Smith, C.: Mechanics of Secondary Oil Recovery, Reinhold Publishing Corporation, New York (1966).

16. Leverett, M.C. y Lewis, W.B.: Steady Flow of Gas-oil-water Mixtures through Unconsolida ted Sands, Trans., AIME (1941) 142, 107-116.

17. Jennings, H.Y., Jr.: Surface Properties ofNatural and Synthetic Porous Media, Prod. Monthly

(1957) 21-25, 20.

18. Gales, J.l. y Tempelaar-Lietz, W.: Relative Permeabilities of California Cores by the Capi llary Pressure Method, Dril/. and Prod. Prac., API (1950) 285.

19. Leas, W.J., Jenks, L.H., y Russell, Ch.D.: Relative Permeability toGas, Trans., AIME (1950) 189,65-72:

20. Richardson, J.G., Kerver, J.K., Hafford, J.A., y Osaba, J.S.: Laboratory Determination of Rela tive Permeability, Trans.,AIME (1952) 195, 187-196.

21. Welge, H. J.: A Simplified Method for Computing Oil Recovery by Gas or Water Orive,

Trans., AIME (1952) 195, 91-98.

22. Johnson, E.F., Bossler, O.P., y Naumann, V.O.: Calculation of Relative Permeability from Displacement Experiments, Trans., AIME (1959) 216, 370-372.

23. Carey, A.T.: The Interrelation Between Gas and Oil relative Permeabilities, Prod. Monthly

(Nov. 1954) 19-11, 33-41.

Page 128: Producción primaria.docx

24. Caudle, B.H., Slobod, R.L. y Brownscombe, E.R.: Further Developments in the Laboratory Determination of Relative Permeability, Trans.,AIME (1951) 192, 145-150.

25. Stone, H.L.: Probability Model for Estimating Three-Phase Relative Permeability, JPT (1970) 1, 214-218.

26. Law, J.: A Statistical Approach to the Interstitial Heterogenity of Sand Reservoirs, Trans.,

AIME (1944) 155, 202-222.

27. Dykstra, H. y Parsons, R.L.: The Prediction of Oil Recovery by Water Flood, Secondary Reco very ofOil in The United States, API, New York City (1950) 160-174.

28. Willhite, G. P.: Waterflooding, Textbook Series, SPE, Richardson, TX (1986) 3.

29. Moore, T.F. y Slobod, R.L.: The Effect ofViscosity and Capillarity on the Displacement of Oil by Water, Prod. Monthly (Ag. 1956) 20-30.

30. Wagner, O.R. y Leach, R.O.: Effect of 1nterfacial Tension on Displacement Efficiency, SPEJ

(Dic.1966) 335-344.

31. Stahl, C.D. y Nielsen, R.F.: Residual Water and Residual Oil by Capillary Pressure Techni ques, Producers Monthly, Vol. 14, N° 3, 19 (En. 1949).

32. Dake, L.P.: The Practice of Reserooir Engineering, Elsevier Scientific Publishing Co. Inc.

Amsterdam, The Netherlands (1994).

33. Smith, J., y Cobb, W.: Waterflooding Notebook, William M. Cobb & Associates, Inc., Lubbock, Texas (1992).

34. Paris de Ferrer, M.: Inyección de Agua y Gas, Escuela de Petróleo, Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia (1994).