UNIDAD II Metodos No Ternicos de RPM

7/17/2019 UNIDAD II Metodos No Ternicos de RPM

http://slidepdf.com/reader/full/unidad-ii-metodos-no-ternicos-de-rpm 1/18

RECUPERACION MEJORADA DE HIDROCARBUROS

TEMA Nº2

LOS MÉTODOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETROLEO (EOR).

Existen diferentes métodos de recobro no convencionales, que permiten mejorar los recobros

por inyección de agua. Algunos aplican calor y otros no, donde los grandes grupos son

térmicos y no térmicos. Los térmicos son utilizados con preferencia para los crudos pesados,

mientras los no térmicos son utilizados para crudos livianos, aunque algunos pueden ser

aplicables a crudos pesados, pero an tenido poco éxito en las aplicaciones de campo.

MÉTODOS NO TÉRMICOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO.

Los métodos no térmicos abarcan los procesos qu!micos y los miscibles. Los primeros

incluyen los pol!meros, surfactantes, ca"sticos, las invasiones micelar#pol!mero y

combinaciones. Los métodos miscibles incluyen los empujes miscibles a alta presión, usando

un gas de idrocarburo, nitrógeno o $%&, as! como el desplazamiento de idrocarburos

l!quidos. 'ucas variaciones son posibles en la aplicación de estos procesos, una de ellas es

la inyección alternada de agua y gas conocida como proceso (A) *(ater Alternating )as+.

%tros métodos que no son miscibles o qu!micos, incluyen empujes de gas inmiscible por $%&,

gases inertes y otros.

1) INVASIONES QUIMICAS.

La mayor!a de los procesos qu!micos involucran la inyección de materiales que usualmente no

estn presentes en los yacimientos. Entre ellos se encuentran pol!meros, surfactantes,

emulsiones y combinaciones de ellos.

1.1. Invasin !"n #"$%&'"s.

Es una modificación de la inyección de agua y consiste en a-adir al agua de inyección un

tapón de pol!meros de un alto peso molecular *& asta ''+ antes de que ésta sea inyecta

en el yacimiento.

/icas soluciones son muy viscosas aun cuando sea altamente diluidas, lo cual ace que

mejore la razón de movilidad agua0petróleo generando un mejor desplazamiento y un barrido

ms completo del yacimiento que en la invasión con agua convencional.

CARRERA: INGENIERIA DEL PETROLEO Y GAS NATURAL pág. 1




1ig. &.2 3roceso de invasión con pol!meros

$on los pol!meros, se forma un banco de petróleo que se empuja como en la inyección deagua convencional *1ig. &.2+.

Los pol!meros ms utilizados son los solubles en agua e insolubles en petróleo o alcool.

Actualmente se usan tres tipos de pol!meros4 poliacrilamidas, polisacridos *biopol!meros+ y

polióxidos de etileno5 los dos primeros son los ms aplicados en pruebas de campo, siendo

los poliacrilamidas los ms populares debido a que aumentan la viscosidad, alteran la

permeabilidad de la roca yacimiento en las zonas invadidas, lo cual baja la movilidad efectiva

del agua inyectada.

Los biopol!meros son menos sensibles a los efectos de salinidad, sin embargo son ms

costosos en virtud de los procesos de pretratamiento que requieren.

El resultado final es una reducción en la razón de movilidad y un mejoramiento de la eficiencia

de barrido, lo que conduce a un incremento en la recuperación.

Existen mucos factores que afectan la recuperación de petróleo al usar pol!meros4 la

degradación de éstos debido a la alta salinidad del agua intersticial, la temperatura, el

envejecimiento, la formación de geles, altos esfuerzos de corte y otros.

1.2. Invasin !"n s*a!+an+'s.

Los surfactantes son compuestos orgnicos provenientes del petróleo crudo y otros aditivos,

que mezclados a bajas concentraciones en agua reducen la tensión interfacial.





El objetivo principal de este método es disminuir la tensión interfacial entre el crudo y el agua

para desplazar vol"menes discontinuos de crudo atrapado, generalmente después de

procesos de recuperación por inyección de agua *&6 a 768 del volumen poroso+.

Este método consiste en un proceso de inyección de m"ltiples tapones, incluyendo la

inyección de agentes qu!micos con actividad superficial *tensoactivos o surfactantes+ en el

agua.

/icos aditivos qu!micos reducen las fuerzas capilares que atrapan el crudo en los poros de la

roca de formación.

El tapón de surfactante desplaza la mayor!a del crudo del volumen contactado del yacimiento,

formando un banco fluyente de agua#petróleo que se propaga delante del bace o tapón de

surfactante *1ig. &.&+.

1ig. &.& Esquema de una invasión con surfactantes

Los surfactantes ms empleados a nivel de campo son sulfonatos de petróleo o sintéticos, los

cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de temperaturas a bajas salinidades. Los

aditivos ms populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio.

1.,.Invasi"n's a$!a$inas " #"!'s"s -' inv'sin -' &'!+a/i$i-a-.

La inyección de soluciones alcalinas *o custicas+ emplea un proceso de emulsificación in situ.

Este método requiere adicionar al agua de inyección ciertas sustancias qu!micas como

idróxido de sodio, silicato de sodio, soda custica o carbonato de sodio, las cuales

reaccionan con los cidos orgnicos que contiene el petróleo del yacimiento.





A medida que el agua alcalina y el petróleo reaccionan, se van produciendo sustancias

jabonosas *surfactantes+ en la interfase petróleo0agua, las cuales permiten que el petróleo sea

producido por uno de los siguientes mecanismos4

9educción de la tensión superficial como resultado de la formación in situ de

surfactantes.

$ambio de umectabilidad, de umectado por petróleo a umectado por agua.

Emulsificación y entrampamiento del petróleo para ayudar a controlar la movilidad.

Emulsificación y arrastre de petróleo.

:olubilización de las pel!culas r!gidas de petróleo en la interfase petróleo0agua.

$ambio de umectabilidad, de umectado por agua a umectado por petróleo.

La recuperación mejorada se obtiene cambiando la mojabilidad de la roca y bajando la tensión

superficial, lo cual causa una emulsificación inmediata. 3ara petróleos livianos *; <6=A3>+, el

proceso requiere alta concentración de agente alcalino *& ? 8+ dando como resultado una

alta eficiencia de desplazamiento.

3ara petróleos pesados *@ &=A3>+ la concentración de lcali es baja *6.2 ? 2.6 8+ y el agua

de formación debe tener una baja concentración de ion calcio.

El proceso alcalino puede aplicarse a petróleos de alta viscosidad y puede mejorar tanto el

desplazamiento como la eficiencia de barrido.

'ucas veces se inyecta una solución de pol!meros entre el tapón de custica y el agua de

inyección para proteger la integridad de la solución alcalina, as! como para mejorar la

eficiencia de barrido *1ig &.<+.

1ig. &.< 3roceso de invasión usando soluciones alcalinas





V'n+a0as

• El proceso es relativamente barato.

• El control de la movilidad es mejor que en los procesos de inyección de gas.

• El proceso es aplicable a un amplio rango de yacimientos de petróleo.

• La conversión de inyección de agua a invasión con custica es relativamente fcil.

D'sv'n+a0as

• Los problemas de corrosión requieren la protección de tuber!as y tanques, as! como de

la tuber!a de producción.

• El proceso no es para yacimientos carbonatados.

• El yeso y la anidrita se pueden precipitar en los alrededores de los pozos de

producción.

• La mezcla y dispersión de la solución alcalina puede causar una respuesta pobre.

• Alto consumo de custica.

1.. Invasi"n's &i!'$a's.

La invasión micelar o microemulsión es un proceso muy complejo aplicable para petróleos

livianos. La técnica consiste en la inyección de un tapón micelar seguido por un volumen de

solución de pol!mero, el cual se empuja con agua, a menudo se inyecta un preflujo delante del

tapón micelar para condicionar la roca.

La solución micelar est formada por agua, un idrocarburo, 26028 de surfactante, junto con

peque-as cantidades de sal y un alcool adecuado *para controlar la viscosidad y el

comportamiento de fase+.

En condiciones óptimas, una solución micelar *menos móvil que el petróleo in situ y el agua+

puede desplazar el petróleo y el agua en forma miscible.





1ig. &.7 Esquema de una invasión micelar

Este método debe considerarse para petróleos livianos *viscosidades menores a &6 cp+ y

para yacimientos previamente invadidos con agua *baja salinidad+5 la presión del yacimiento

no es cr!tica, pero la temperatura no debe ser alta como para causar la degradación del

pol!mero#micelar.

1..In3'!!in -' 's#&a.

Las espumas son acumulaciones de burbujas de gas separadas unas de otras por pel!culas

gruesas de l!quidos, con la propiedad de tener una viscosidad mayor que la del gas o l!quido

que la componen. La inyección de espuma consiste en inyectar aire, agua o un agente

qu!mico que la estabiliza y se realiza a una razón de movilidad menor que la inyección de gas

o l!quido solos.

La cantidad de espuma se define como la razón entre el volumen de gas contenido y el

volumen total de la espuma5 la mxima calidad es 6.B ya que requiere un 78 de l!quido paraproducirla. Las que tienen una calidad mayor de 6.C se denominan secas presentan una mejor

dispersión de las dos fases y son ms estables, las que presentan una calidad menor de 6.D

se denominan "medas y se caracterizan por la presencia de largas cadenas de burbujas

cil!ndricas separadas por tapones de l!quido.

La inyección de espuma en medio poroso crea un gran n"mero de interfases elsticas que

ejercen una fuerza tipo pistón sobre el petróleo que es desplazado. El proceso es altamenteeficiente ya que las espumas se ubican primero en los poros ms grandes, donde tienden a





obstruir el flujo. Los poros peque-os son invadidos luego, las secciones ms permeables se

van llenando de espuma y la eficiencia de barrido vertical mejora.

$omo la estabilidad de la espuma no es perfecta, se requiere una inyección continua de la

misma.

2) DESPLA4AMIENTOS MISCI5LES.

Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el

petróleo existente. La tensión interfacial entre los dos se reduce a cero *no existe una

interfase+,el n"mero capilar se ace infinito y el desplazamiento de petróleo se asegura en un

2668en los poros que son barridos por el agente desplazante, si la razón de movilidad es

favorable.El desplazamiento de un petróleo por un gas a alta presión es generalmente del tipo de

m"ltiples contactos, donde la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios contactos y el

correspondiente equilibrio de fases.

El $%& y el nitrógeno también se pueden usar como agentes miscibles de desplazamiento, en

condiciones apropiadas *altas presiones de operación y crudos de alto =A3>+. Las soluciones

micelares o microemulsiones pueden actuar como agentes miscibles de desplazamiento, en

los cuales el petróleo no es desplazado completamente y lo mismo es vlido para cierto tipo

de alcooles.

2.1. P"!'s" -' +a#"n's &is!i/$'s.

El desplazamiento de petróleo con un tapón miscible generalmente se refiere a la inyección de

alg"n solvente l!quido que es miscible después del primer contacto con el petróleo del

yacimiento *1ig. &.+.

1ig. &. 3roceso de invasión con tapones miscibles

CARRERA: INGENIERIA DEL PETROLEO Y GAS NATURAL pág.




El agua se inyecta con el gas en peque-os tapones en forma alternada *proceso (A)+, lo

cual mejora la razón de movilidad en la interfase del tapón de gas5 el gas menos viscoso,

act"a como un fluido viscoso. El tapón ser un l!quido si la temperatura del yacimiento se

encuentra por debajo de la temperatura cr!tica *&6D= 1 en el caso del propano+. La presión

debe garantizar la miscibilidad del tapón y el petróleo en el yacimiento, as! como entre la parte

final del tapón y el gas desplazante, de otra manera no se alcanza el desplazamiento miscible.

V'n+a0as

odo el petróleo contactado se desplaza.

:e requieren bajas presiones para alcanzar la miscibilidad.

:e puede utilizar como un método secundario o terciario.D'sv'n+a0as

El proceso registra una eficiencia pobre y es mejor si se aplica en formaciones muy

inclinadas.

El tama-o del tapón es dif!cil de mantener debido a la dispersión.

El material del tapón es costoso.

2.2. P"!'s"s !"n 6as 'ni7'!i-" " '&#0' !"n 6as !"n-'nsan+'.

En este caso se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano o butano, empujado

por un gas pobre y agua. A medida que el gas inyectado se mueve en la formación, los

componentes enriquecidos son extra!dos del gas inyectado y absorbidos por el petróleo.

La inyección continua de gas enriquecido y la remoción de las fracciones livianas alrededor

del pozo forman una zona rica en $& y $7, esta banda de petróleo enriquecido se vuelvemiscible con aquel, desplazando al petróleo que va adelante. $on excepción del propano

l!quido, este proceso requiere de m"ltiples contactos entre el petróleo y el gas enriquecido

para que se pueda desarrollar este tapón miscible in situ.

CARRERA: INGENIERIA DEL PETROLEO Y GAS NATURAL pág. !




1ig. &.B 3roceso miscible con gas enriquecido

V'n+a0as

• El proceso de gas enriquecido desplaza esencialmente todo el petróleo residual

contactado.

• La miscibilidad puede lograrse nuevamente si se pierde en el yacimiento.

• El proceso es ms económico que el del tapón de propano.

• :e desarrolla la miscibilidad a una presión menor que en el empuje con gas pobre.

• El uso de tapones de gran tama-o minimiza los problemas de dise-o

D'sv'n+a0as

iene una pobre eficiencia.

:i las formaciones son gruesas, ocurre segregación por gravedad.

El costo del gas es alto.

La presencia de canalizaciones lleva a la desaparición del tapón.

2.,. E&#0' !"n 6as va#"i8an+' " -' a$+a #'sin.

Este es un proceso de m"ltiples contactos que requieren inyección continua a alta presión de

un gas pobre como el metano o el etano y, como en el caso del gas enriquecido, se necesitan

m"ltiples contactos entre el petróleo del yacimiento y el gas inyectado antes de que se forme

la zona de miscibilidad.

Al contrario del método de gas enriquecido, donde los componentes livianos se condensanfuera del gas inyectado y dentro del petróleo, las fracciones intermedias asta el exano son

CARRERA: INGENIERIA DEL PETROLEO Y GAS NATURAL pág. "




transferidas del petróleo acia el gas, asta que alcance la miscibilidad y la presión de

operación sea alta, mayor a &66 psi *1ig. &.D+.

1ig. &.D 3roceso miscible con gas vaporizante

Los gases de combustión y el nitrógeno pueden ser sustituidos del gas pobre, con un

incremento aproximado de presión de 7<6 psi . :i el l!quido del yacimiento es rico en

fracciones intermedias *$& al $B+, el frente del gas se saturar con los componentes livianos

del petróleo y se volver miscible.

V'n+a0as• El proceso de gas pobre alcanza una eficiencia de desplazamiento cercana al 2668

• La miscibilidad puede lograrse nuevamente si se pierde en el yacimiento.

• Es ms económico que el proceso del tapón de propano o gas enriquecido.

• Fo existen problemas con el tama-o del tapón debido a que ocurre inyección continua.

• El gas puede ser reciclado e inyectado.

D'sv'n+a0as

• 9equiere altas presiones de inyección.

• iene aplicación limitada debido a que el petróleo del yacimiento debe ser rico en

fracciones de $& al $B.

• La eficiencia areal y la segregación debido a la gravedad son pobres.

CARRERA: INGENIERIA DEL PETROLEO Y GAS NATURAL pág.1#




• El costo del gas es alto y los sustitutos requieren altas presiones de inyección y ser

separados de la corriente gaseosa una vez que ocurra la irrupción y se comience a

producir.

2..In3'!!in a$+'na-a -' a6a 3 6as (#"!'s" 9a6).La inyección alternada de gas junto con el agua es una variante de los tapones miscibles,

permite controlar la inestabilidad del frente de desplazamiento y mejorar la eficiencia de

barrido vertical al disminuir la razón de movilidad y, por lo tanto, aumentar la eficiencia de

barrido volumétrico.

En este proceso se inyecta tapones de agua y gas alternadamente, los cuales se mueven

secuencialmente recorriendo la misma ruta en el yacimiento acia los pozos productores enuna relación agua0gas determinada, de manera que el tapón de agua no alcance el banco de

fluido miscible *gas+ donde ocurre el principal desplazamiento.

La inyección alternada de agua y gas se espera que combine las ventajas de un

desplazamiento miscible con las de inyección de agua *1ig &.C+.

1ig. &.C 3roceso de inyección alternada de agua y gas

2..In3'!!in san-" s"$v'n+'s.

/os fluidos que se mezclan juntos en todas las proporciones en una sola fase son miscibles.

Los agentes miscibles podr!an mezclarse en todas las proporciones en el petróleo que ser

desplazado, la mayor!a de ellos exibe una miscibilidad parcial con el petróleo y por eso se

les denomina solventes.

CARRERA: INGENIERIA DEL PETROLEO Y GAS NATURAL pág.11




El método utiliza varios procesos de recuperación mejorada cuyas principales funciones en la

recuperación de petróleo son la extracción, disolución, vaporización, solubilización,

condensación o algunos otros cambios en el comportamiento de fases *1ig. 2.+.

1ig. &. 3roceso de inyección usando solventes

Estos métodos tiene otros mecanismos de recuperación importantes como la reducción de la

viscosidad, el incamiento del petróleo y el empuje por gas en solución, pero el mecanismo

primario es la extracción que puede lograrse con mucos fluidos como4 alcooles orgnicos,

cetonas, idrocarburos refinados, gas condensado de petróleo, gas natural y gas natural

licuado, dióxido de carbono, aire, nitrógeno, gases de combustión y otros.

2.:.In3'!!in -' a$!""$.

:e an realizado operaciones de campo en las cuales se a inyectado alcool como solvente

en el petróleo, y se a demostrado que, a pesar del alto costo, este método puede ser

aplicado comercialmente.

Este proceso difiere de los desplazamientos miscibles, ya que el petróleo y el agua connata se

desplazan sin la alta concentración de alcool en el tapón. :i ésta cae por debajo de ciertos

niveles, se pierde la miscibilidad y el proceso se convertir en una inyección de agua, cuando

se usa agua como fluido desplazante para empujar el tapón del alcool.

El uso de alcool isoprop!lico est limitado porque inicialmente es miscible con el petróleo y el

agua connata y, por lo tanto, el contenido de alcool de la zona de mezcla se diluye por

debajo del nivel necesario para mantener la miscibilidad.





2.;.In3'!!in -' -i<i-" -' !a/"n".

El dióxido de carbono en estado l!quido *temperatura cr!tica CC=1 y presión cr!tica 26D< psi+ es

el agente miscible preferido para la recuperación de petróleo, pero debido a su baja

temperatura cr!tica generalmente se encuentra en estado gaseoso.

El desplazamiento miscible con $%& es similar al empuje por gas vaporizante, pero en este

caso se extraen fracciones desde el etano asta $<6.

La invasión con $%& se aplica a un amplio rango de yacimientos, a presiones de miscibilidad

muco ms bajas que las requeridas en los procesos con gas vaporizante. El $%& reduce la

viscosidad del petróleo y causa su incamiento.

Gn esquema recomendable es la inyección de un tapón de $%&, seguido por agua *de la

forma (A)+, asta que cerca del &68 del $%& se aya inyectado *1ig. &.26+.

1ig. &.26 3roceso de inyección de $%&

Este método se debe usar en yacimientos con crudos desde moderadamente livianos asta

livianos *A3> ; &=+, lo suficientemente profundos como para estar por encima de la 33'5 si

existe disponibilidad del $%&, es una mejor selección que otros métodos miscibles en vista de

su alta viscosidad y mayor densidad que el metano. El $%& es soluble en agua, lo que

ocasiona algunas pérdidas y las soluciones cidas pueden causar problemas de corrosión.

2.=.In3'!!in -' ni+6'n".

$onstituyen un método viable si el yacimiento cumple con los siguientes requisitos4





El crudo del yacimiento4

/ebe ser rico en fracciones comprendidas entre el etano y el exano *$& ? $B+ o

idrocarburos livianos *A3> ;<=+ iene un factor volumétrico alto o la capacidad de absorber el gas inyectado en

condiciones de yacimiento. Est saturado de metano *$2+.

El yacimiento4

/ebe estar a una profundidad H 666 pies, a fin de mantener las altas presiones de

inyección *H 666 psi+ necesarias para alcanzar la miscibilidad del crudo con elnitrógeno sin fracturar la formación.

$uando se inyecta F& en un yacimiento, este forma un frente miscible por vaporización de

componentes livianos presentes en el crudo. Este gas, aora enriquecido en cierta magnitud,

contin"a su movimiento desde los pozos inyectores y as! va contactando crudo fresco y

vaporizando ms componentes, lo cual enriquece a medida que avanza el frente.

El primer frente de gas puede alcanzar un alto grado de enriquecimiento que se convierte en

solución o se ace miscible con el crudo de la formación. En esta etapa, la interfase entre el

crudo y el gas desaparece, formndose una mezcla omogénea de ambos fluidos.

$on la inyección continua de nitrógeno se logra desplazar el frente miscible a lo largo del

yacimiento, moviendo un banco de crudo acia los pozos productores. La inyección de este

gas también puede alternarse con la inyección de agua *proceso (A)+ para incrementar la

eficiencia de barrido y la recuperación de petróleo.

,. >ACTORES O CONSIDERACIONES PARA DE>INIR LOS MÉTODOS DE LA EOR A UTILI4AR.

La decisión de utilizar uno o varios de los métodos depender del conocimiento y la

información geológica, petrof!sica y del comportamiento de la producción que se tenga del

yacimiento candidato.

La utilización de estudios de simulación basados en este conocimiento se torna esencial.

La información istórica obtenida del yacimiento se puede clasificar de acuerdo con lo

siguiente4





3ropiedades f!sicas del petróleo y gas

ipo y geolog!a del reservorio

Las propiedades de la roca reservorio

/isponibilidad del fluido para inyección

1actor recuperación esperada

,.1. P"#i'-a-'s *%si!as -'$ #'+$'" 3 6as.

La calidad del petróleo y#o gas del reservorio es importante considerar4

A3>.

Iiscosidad

)%9

1I1 del petróleo y gas

,.2. Ti#" 3 6'"$"6%a -'$ 's'v"i".

Existen reservorios que por su morfolog!a son candidatos para aplicar la recuperaciónmejorada de petróleo E%9.

9eservorios anticlinales

9eservorios de segregación gravitacional

9eservorios con capa de gas

:e debe considerar también la conductividad del reservorio a fin de definir la ubicación de los

pozos inyectores y productores.

Asimismo es importante considerar el buzamiento de los estratos, orogénesis, tipo de roca

reservorio.

,.,. P"#i'-a-'s #'+"*%si!as -' $a "!a 's'v"i".

Las propiedades que se deben tener en cuenta son4





:aturación de agua, petróleo y gas

:aturación irreducible

3ermeabilidad *orizontal, vertical+

3orosidad

emperatura

'ovilidad

'ojabilidad

3resión *inicial, fluencia+

,.. Dis#"ni/i$i-a- -'$ *$i-" #aa in3'!!in.

La disponibilidad del fluido de inyección es un factor importante que se debe considerar en un

proyecto de recuperación mejorada del petróleo *E%9+.

Los fluidos ms utilizados para inyección son el agua y el gas natural.

La utilización de estos dos fluidos depender de la disponibilidad en volumen y calidad que se

tenga en el lugar en donde esté ubicado el yacimiento.

El agua debe de ser tratada, libre de bacterias y ox!geno, y presentar problemas de

precipitaciones de sales o carbonatos y cloruros.

La utilización del gas natural ser de acuerdo al remanente que exista en el lugar. :e debe

considerar que el gas es un subproducto que tiene un valor comercial.

. TIPOS O SISTEMAS DE DESPLA4AMIENTO.

.1. D's#$a8a&i'n+" &is!i/$'.

:e define la miscibilidad por el grado de solubilidad de un fluido en otro.

En los sistemas gas0liquido la miscibilidad depender de la similaridad qu!mica entre los

fluidos, la presión y temperatura de los sistemas. La similaridad qu!mica implica que los

idrocarburos sern ms solubles en idrocarburos que en soluciones acuosas.





En un sistema gas0l!quido a temperatura constante, la solubilidad del gas en el l!quido se

incrementa con el incremento de la presión.

A presión constante, la solubilidad del gas decrece a medida que se incrementa la

temperatura.

En el caso de los sistemas liquido0liquido, los fluidos pueden ser4 o miscibles o inmiscibles.

.2. D's#$a8a&i'n+" In&is!i/$'s.

Los fluidos inmiscibles fluyen en dos fases distintas con una frontera de interface entre las dos

fases. La internase representa la existencia de una tensión superficial entre los fluidos.

$uando el agua desplaza al petróleo en un medio poroso, el comportamiento del flujo se

caracteriza por ser un desplazamiento inmiscible.

Los factores que afectan el desplazamiento inmiscible son4

a) 3ermeabilidad relativa

/) :aturación de fluido

!) Estructura geométrica de los poros

-) 'ojabilidad.

') ensión superficial

En un proceso de recuperación de petróleo por desplazamiento, el fluido inyectado desplaza

solo una porción del petróleo en contacto.

Gna mayor saturación residual permanece en el medio poroso posterior a un desplazamientoinmiscible son relativamente bajas.

.,. >$i-"s Mis!i/$'s.

Los fluidos miscibles se caracterizan por permanecer en una sola fase a mezclarse dos o ms

fluidos en cualquier proporción.

La ausencia de una pel!cula interfase nos indica la ausencia de una tensión superficial.





En un medio poroso, cuando el petróleo es desplazado con un fluido miscible, elcomportamiento del flujo es independiente de la permeabilidad relativa y la mojabilidad delmedio poroso.

.. >a!+"'s 7' a*'!+an $a '*i!i'n!ia -'$ -'s#$a8a&i'n+" &is!i/$'.

La eficiencia del desplazamiento miscible depende de mucos factores tales como la tensión

interfacial, capilaridad, relación de movilidad, inestabilidad de la viscosidad, eficiencia de

barrido y eficiencia de desplazamiento.

CARRERA: INGENIERIA DEL PETROLEO Y GAS NATURAL pág.1!

UNIDAD II Metodos No Ternicos de RPM

Documents

Transcript of UNIDAD II Metodos No Ternicos de RPM