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INTRODUCCIN120:13220:13

Mtodos de Recuperacin de PetrleoRendimiento originalRendimiento corregidoFlujo naturalLevantamiento artificialEstimulacin, AcidificacinPolmeros, Espumas y GelesProduccin por energadel yacimientoInyeccin de aguaInyeccin de gasProcesos derecuperacinconvencionalRECUPERACION SECUNDARIARECUPERACION PRIMARIARECUPERACION TERCIARIAOtrosQumicosGasesTrmicosInyeccin de vaporIny. agua calienteCombustin en sitioElectromagnetismoAireCO2N2WAGGases de CombustinPolmeros (P)Surfactantes (S)Alcalis (A)AP / SP /ASPEspuma / GelesMicroorganismosEmulsionesVibrossmicaProcesos derecuperacinno convencionalRecuperacin Mejorada de Crudos

PRODUCCIN PRIMARIA DE PETRLEO* Flujo Natural* Levantamiento Artificial

Lmite econmicotq420:13520:13

620:13

El volumen de petrleo producido hasta t, se denomina reservas primarias

Rango : 5 - 60 FRP depende de: Caractersticas de la roca y fluidos. Mecanismo natural de empuje. Tecnologa actual.Reservas Primarias720:13Reservas SecundariasDespus de la explotacin primaria, el mayor porcentaje de petrleos se queda dentro del yacimiento.Se han desarrollado nuevas tecnologas, que en base a inyectar fluidos en el yacimiento, se logra aumentar la recuperacin de las reservas.A estas tecnologas se las denominan Recuperacin Secundaria o mejorada.En este caso al volumen de petrleo que se logra producir econmicamente mediante estas tecnologas se denomina reservas secundarias o mejoradas.820:13

Rango: 15% - 75 %FRS depende de: Caractersticas de los fluidos desplazante y desplazados. Caractersticas de la Roca. Tecnologa que se aplique de Recuperacin Mejorada.920:13La eleccin del mtodo de recuperacin secundaria/mejorada no es arbitraria, depende principalmente de los siguientes factores: Caractersticas del petrleo (gravedad especfica, viscosidad, etc.) Caractersticas del reservorio (Propiedades Petrofsicas y Grado de Homogeneidad) Porcentaje de Saturacin de agua Profundidad del Yacimiento Espesor saturado de petrleo Presin del yacimiento.Es conveniente empezar la recuperacin Secundaria antes de que se agoten las reservas primarias, ya que el objetivo es maximizar la valoracin de la suma de las reservas primarias y secundarias.1020:13Por qu es la ms utilizada?Disponibilidad de agua, Bajo costo,3. Facilidad de inyeccin en formacin,4. Alta eficiencia de desplazamiento.Propsito Discutir aspectos de Ingeniera de Reservorios. Mayor entendimiento de los procesos por el qu agua desplaza al petrleo Desarrollar habilidad de hacer predicciones.RECUPERACIN SECUNDARIA POR INYECCIN DE AGUAEs el proceso ms ampliamente usado de inyeccin de fluido en el mundo actual.1120:13

PROPIEDADES DE LA ROCA Y FLUIDOS1220:13Entender las propiedades bsicas de la roca y del fluido que controlan el flujo en un medio poroso es un prerrequisito para entender como se comporta un proyecto de inyeccin de agua y como la inyeccin de agua debera ser diseada e implementada.

El entendimiento de las propiedades de rocas y fluidos permiten responder a las siguientes preguntas?

Cmo estn distribuidos los fluidos en el yacimiento?Qu fuerzas naturales actan en el yacimiento?Qu son las Fuerzas Capilares?Qu es la Humectabilidad, tensin Interfasial, etc.?

1320:13CMO SE ENCUENTRAN DISTRIBUIDOS LOS FLUIDOS EN EL YACIMIENTO?Caractersticas Petrofsicas:Porosidad, permeabilidad efectiva y relativa.Saturacin irreducible de agua.Saturacin critica, Saturacin residual, saturacin de agua connata.Distribucin y tamao de los poros.Variacin del agua intersticial en la zona de transicin.En el yacimiento existen dos tipos de FUERZAS NATURALES Fuerzas empujeViscosasGravitatoriasFuerzas retentivasCapilares

FUERZAS CAPILARES: Resultan del efecto combinado de:Tensiones superficiales e interfaciales.Tamao y forma de los poros. Y ,Propiedades de humectabilidad de la roca.1420:13 LAS FUERZAS ADHESIVAS Existentes entre un lquido y la superficie de un slido, determinan el ngulo de contado y el hecho de que un slido sea mojado o no mojado por el lquido.

ROCA HIDRFILA:Agua moja la roca.ESTADO NEUTRO:Los dos fluidos tienen igual afinidad por la rocaROCA OLEFILA:Petrleo mojado por la roca. 1520:13I HUMECTABILIDADA DefinicinSe puede definir como la tendencia de un fluido preferencialmente a adherirse a, o a humedecer, la superficie de una roca en presencia de otros fluidos inmiscibles Cuando dos fases inmiscibles estn en contacto con la superficie slida, una de estas fases son atradas por la superficie con ms fuerza que la otra fase.LECTURA: Waterflooding, desde pg. 5 hasta pg. 20.Seccin 2.3.3.2.1620:13

1720:13Cuantitativamente se explica realizando un balance de fuerzas entre dos fluidos inmiscibles en la lnea de contacto entre los dos fluidos (agua y petrleo) y el slido.Sistema de humectabilidad petrleo/agua/slido

SUPERFICIE DE LA ROCAPETRLEOAGUA1820:13 El ngulo de contacto, Siempre medido a travs de la fase lquida ms densa.La ecuacin de Young representa el balance de fuerza en la direccin paralela a la superficie de la roca:

Slido y fase lquida menos densa.Slido y fase lquida ms densa.AT > 0, Fase ms densa moja perfectamente al slido. 0 < < 90AT = 0, Ambas fases tienen la misma afinidad por el slidoAT < 0, Fase ms densa no moja al slido. 90 < < 1801920:13 El ngulo de contacto es la principal medida de la humectabilidad para una superficie lisa, homognea.ngulos de contacto medidos a travs de la fase de agua

2020:13Sistema humectado por agua tiene ngulos de contacto cercanos a cero. Sistema humectado por petrleo tiene ngulos de contacto cercanos a 180 Sistemas con ngulos de contacto cercanos a 90 son descritos como sistemas de humectabilidad intermedia

2120:13EFECTOS PRCTICOS DE LA HUMECTABILIDAD SOBRE EL FLUJO MULTIFSICO EN MEDIOS POROSOS

FASE MOJANTE:

Ingresa al medio poroso en forma espontnea. Y, por lo tanto es necesario entregar energa para sacarla del medio poroso.

Tiende a ocupar los capilares de menor dimetro dentro de la red poral. Y, en consecuencia, la fase mojante es difcil de movilizar a travs del medio poroso. 2220:13FASE NO MOJANTE:

Es expulsada del medio poroso en forma espontnea. Y, por lo tanto, no es necesario entregar energa para extraerla de la red poral. Solo es necesario disponer de una fuente de fase mojante para que la reemplace en forma espontnea.

Tiende a ocupar los capilares de mayor dimetro dentro de la red poral. Y, en consecuencia, la fase no mojante es ms fcilmente movilizable.EFECTOS PRCTICOS DE LA HUMECTABILIDAD SOBRE EL FLUJO MULTIFSICO EN MEDIOS POROSOS2320:13 La humectabilidad de un sistema fluido-slido, puede determinarse en trminos de sus respectivas energas libres superficiales.

Un fluido humectar cualquier superficie que tenga una mayor energa libre superficial que la del fluido y mayor diferencia de energas, la mayor propagacin positiva de presin y la mayor humectabilidad

2420:13 Los agentes activos de superficie (surfactantes) contenidos en los radicales de sulfuro pueden ser los que ms influyen en crear las condiciones de humectabilidad de petrleo. Muchos reservorios humectados por petrleo son agrios.

Las condiciones de humectabilidad de un reservorio son probablemente, en muchos casos, como una pequea mancha. Algunas partculas son humectadas por agua y otras son humectadas por petrleo.

Una fuerte humectabilidad del agua significa que toda la superficie del slido est humectada por agua, pero humectada fuertemente por petrleo es ms probable en condicin de 50-50 o 60-402520:13 Una fuerte humectabilidad de petrleo indica que el reservorio contiene una saturacin de agua de un 3 a un 4%, lo cual establece algn grado de humectabilidad de agua residual.Factores que afectan la humectabilidad: Mineraloga, Tipo y concentracin de surfactantes en el crudo, Concentracin de asfaltenos y heterocclicos, Salinidad y pH del agua del yacimiento.

2620:13ESCUELA POLITCNICA NACIONAL Saturacin pendular la saturacin de agua es baja, se encuentra formando crculos alrededor de los puntos de contacto de los granos en forma de anillos.Saturacin Pendular de Agua y Saturacin Funicular de Petrleo

Petrleo SlidoAguaESTADOS DE SATURACIN DE FLUIDOS EN FUNCIN DE LA HUMECTABILIDAD DE LA ROCA.Se distingue tres tipos de saturacin de fluidos.2720:13 A medida que la produccin de petrleo aumenta, disminuye su saturacin y los capilares desocupados son invadidos por el agua de fondo que asciende por la capilaridad.

Los pndulos ya se comunican hasta formar una red continua de agua, dando inicio a la etapa de Saturacin Funicular.2820:13

Saturacin Funicular de Agua y de PetrleoAguaPetrleoSlido A medida que la produccin contina, el fluido no humectante pierde su calidad de fase continua y se dispersa en forma de glbulos que se localizan en los espacios de mayor porosidad; entonces, el petrleo se encuentra en Saturacin Insular.2920:13 Si la saturacin de agua sigue incrementndose, los glbulos de aceite no podrn ser desplazados por ms que aumente la saturacin de agua, ser entonces necesario aplicar una fuerza externa mayor para obligarlos a pasar a travs de los capilares.

Saturacin Funicular de Agua y Saturacin Insular de PetrleoPetrleoAguaSlido La humectabilidad controla la posicin relativa de los fluidos dentro de la roca matriz y, en concordancia, su habilidad relativa a fluir.

La humectabilidad afecta a los datos de presin capilar y a la permeabilidad relativa usados para describir un sistema particular de inyeccin de agua.

3020:13B Importancia

El comportamiento de una inyeccin de agua es controlada en gran extensin por la humectabilidad. Las razones para esto son: Imbibicin y la Saturacin de Fase humectante se incrementa.

Drenaje y Saturacin de Fase humectante disminuye.Una inyeccin de agua en un reservorio humectado por agua es un proceso de imbibicin, mientras que, en un reservorio humectado por petrleo sera un proceso de drenaje.3120:13HISTRESIS.

La direccin del cambio de saturacin usado para determinar las propiedades de flujo multifsico deberan corresponder a la historia de saturacin de la inyeccin de agua.

3220:13

3320:13

12343420:13Existen varios mtodos:

ngulo de contactoPruebas de desplazamiento--imbibicin en ncleosPruebas de presin capilaresPruebas de Permeabilidad relativaOtrosC. Determinacin Consulta: En qu consiste cada mtodo?3520:13IIPresin capilar

Definicin

Cualitativamente: Diferencia en presin que resulta a travs de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles.

Conceptualmente: Es ms fcil pensarlo como la capacidad de succin de una roca para un lquido que humecta a la roca, o la capacidad de la roca para repeler un fluido no humectante.

Cuantitativamente: Es definida como la presin en la fase no mojante menos la presin en la fase mojante. 3620:13En una Arena Hidrfila :

En una Arena Olefila:

A las condiciones de reservorio normales, el gas libre y petrleo son tambin inmiscibles.

Se ha demostrado que la presin capilar tiene una gran influencia sobre:

La distribucin inicial del fluido dentro del reservorio, y (Zona de transicin)

La fraccin de cada fluido en un desplazamiento inmiscible, tal como la inyeccin de agua. (Ecuacin de Flujo Fraccional)

En el caso de existir una capa de gas, una similar zona de transicin pudiera existir entre las zonas de petrleo y gas.

3720:13El ascenso de un fluido mojante en un tubo capilar es el efecto combinado de:Humectabilidad y,Tensin interfacial.

3820:13

3920:13

Elevacin del fluido en un tubo capilar

4020:13

Considerando un tubo capilar sumergido en un recipiente que contiene petrleo sobre la capa de agua, recordamos que normalmente:

Se puede ver que la diferencia entre la presin del petrleo y agua a travs de la interfase dentro del capilar est relacionado con la diferencia de densidades y con la altura a la que se eleva:

Ecuacin de Leverette (1940)

En unidades prcticas de campo, tenemos:

h = pies = psi

4120:13Haciendo un balance de fuerzas dentro del capilar, podemos ver que la fuerza de la tensin de adhesin es igual a la energa potencial representada por la altura del agua contenida por el capilar, o:

Y

Por lo tanto:

Donde:

r = radio del tubo capilar, = ngulo de contacto (agua) en el tubo capilar. = tensin interfacial agua / petrleo. =

4220:13En el reservorio, consideramos dos granos esfricos de igual tamao, habr un pequeo volumen de agua retenido entre los granos de arena debido a las fuerzas de tensin de adhesin.Agua entrampada entre dos granos esfricos en un reservorio hidrfilo

4320:13

La expresin general de Plateau que relaciona la tensin interfacial y los radios de curvatura de la interfase es:

Note que y , los radios principales de curvatura de la interfase, dependen de la saturacin de agua y tamao del grano.

La ecuacin de Plateau nos permite entender observaciones experimentales y de campo:

4420:13

al mismo lado de la interfase tienen signo positivo.diferentes lados de interfase

Para tubo capilar uniforme, liso y de radio r.

4520:13

La presin capilar aumenta con la reduccin de las saturaciones de agua (porque se hace cada vez ms pequea).

Rocas con permeabilidades muy bajas tienen altas presiones capilares ( tiende a ser muy pequeo con permeabilidades muy bajas), y rocas con permeabilidades muy altas tienen bajas presiones capilares.

Si inspeccionamos el balance de fuerzaspodemos ver que:

Donde: h = Altura del lquido que se elevara en el tubo capilar de radio r.

4620:13Donde: = Dinas/cmr = cm Nivel libre, h es medida desde esta profundidadh = pies

De esta relacin se puede observar los efectos de mojabilidad, tensin interfacial, tamao del poro y diferencias de gravedad especfica sobre la altura en que el agua puede elevarse en un reservorio con respecto al nivel de agua libre.

Esta relacin indica que reservorios con granos muy pequeos (indicativo de muy bajas permeabilidades) tendrn zonas de transicin muy grandes.

4720:13

Para el caso de la zona de transicin:

r: Corresponde al radio de los poros (que son los capilares) interconectados de la roca.

: Es la tensin interfacial agua/petrleo.

: Es el ngulo de contacto que forma el agua (que es fluido que generalmente humecta la roca) con las paredes de la roca.

: Es la diferencia de gravedades especficas entre el agua ( ) y la del petrleo ( ).

h: Es la altura del agua sobre el contacto agua/ petrleo que constituye la superficie del nivel libre del agua; llamado tambin mesa del agua ( =100% y = 0).

ESCUELA POLITCNICA NACIONAL4820:13Si el tamao o dimetro de los poros fuera uniforme; entonces la saturacin del agua cambiara bruscamente de 100% a que mantendra hasta una altura h y luego cambiara bruscamente de hasta

Perfil de saturacin de agua en la zona de transicin para un yacimiento que tiene sus poros de igual radio

4920:13Para el caso de un reservorio de poros de distinto radio, que es el caso ms comnPerfil de saturacin de agua en la zona de transicin para un yacimiento de pozos de diferente dimetro

5020:13

5120:13B. Importancia

Los datos de presin capilar son necesarios para describir el comportamiento de la inyeccin de agua en modelos de prediccin ms complejos.

Las fuerzas capilares, a la larga con las fuerzas de gravedad, controlan la distribucin vertical de fluidos en un reservorio. Los datos de presin capilar pueden utilizarse para predecir la distribucin vertical del agua en un sistema humectado al agua.

Los datos de presin capilar suministran un indicativo de la distribucin del tamao del poro en un reservorio.

Las fuerzas capilares influyen en el movimiento de un frente de inyeccin de agua y, consecuentemente, en ltima instancia de la eficiencia de desplazamiento.

Determinar la saturacin irreductible del agua

5220:13C. Fuentes de informacin

Desafortunadamente, los datos de presin capilar no estn disponibles para la mayora de reservorios, especialmente en reservorios muy viejos que fueron desarrollados sin pensar en proyectos subsecuentes de recobro.

Las pruebas de laboratorio ms ampliamente usadas son:

Mtodo de estado restaurado (diafragma poroso)

Mtodo centrfugo

Mtodos de inyeccin de mercurio

Consulta: En qu consiste cada mtodo?5320:13Normalmente las ecuaciones que relacionan la presin capilar son obtenidas en el laboratorio primero saturando el core con la fase mojante. Luego el core es puesto en una cmara, sujeto a una presin, e invadido por una fase no mojante.

Representacin esquemtica de la medicin de laboratorio de la presin capilar y resultado la curva de presin capilar

5420:1320:1355

La presin requerida para causar cualquier desplazamiento desde el core (o invasin del fluido no mojante) es llamada PRESIN UMBRAL.

Si tenemos un sistema poroso saturado 100% de agua, existe un valor mnimo de presin para poder comenzar el desplazamiento de agua, esta presin es conocida como presin de desplazamiento y se define como la presin necesaria para hacer que la fase mojante se desplace entre los poros de mayor dimetro

Las combinaciones ms comunes de fluidos en el laboratorio son:

1) Agua / aire.

2) Aire / mercurio.

3) Agua / petrleo.5620:13Correcciones de Presin Capilar a Condiciones del ReservorioSi conocemos la tensin interfacial y el ngulo de mojabilidad para los fluidos en el laboratorio, entonces podemos escribir:

Y la expresin correspondiente para el laboratorio:

De este modo, dividimos las ecuaciones y tenemos que la presin capilar del reservorio es:

Dado que el ngulo de contacto del reservorio por lo general es conocido, ser suficiente escribir:

5720:13Distribucin de la saturaciones iniciales a partir de datos de presin capilarCon la curva de presin capilar del reservorio se puede calcular, la distribucin de la saturacin inicial en el reservorio por la ecuacin:

Observando esta ecuacin, podemos ver que h=0 cuando =0. El nivel libre de agua se define como el nivel o profundidad en el reservorio en donde =0. Nuestro h es medido desde esta profundidad.

5820:13 El nivel de agua libre est ms bajo que el nivel de saturacin del 100% por una distancia igual a elevacin capilar en el poro ms grande en el reservorio.

5920:13Para una baja permeabilidad, la diferencia puede ser considerable. Por lo tanto, podemos escribir:

Donde:

= Profundidad ms alta de 100% de saturacin de agua, pies.

= Presin umbral, psi.

Los datos obtenidos de vs , la altura con respecto al nivel libre de agua para cada puede ser calculada por:

Donde:

= Elevacin de = 1.0 con respecto al nivel libre de agua, y

= Presin capilar correspondiente a la =1.0. ( ).

6020:13Efecto de las Variables del Reservorio Saturacin de fluido La presin capilar varia con la saturacin del fluido de una roca, incrementando segn la saturacin de la fase humectante disminuye. En concordancia, los datos de presin capilar son generalmente presentados como una funcin de la saturacin de la fase humectante.

6120:132. Historial de saturacin

La direccin en la que la saturacin del fluido de una roca cambia durante la medicin de las propiedades de flujo multifsico tiene un efecto significativo sobre las propiedades medidas.

6220:13Efecto de la heterogeneidad del reservorio sobre las curvas de presin capilar 3.-Geometra del poro

La presin capilar es inversamente proporcional al radio de los poros que contienen los fluidos. Si todos los poros fueran del mismo tamao en una roca, la curva de presin capilar idealmente estara descrita por la curva 1.La pendiente de la curva de presin capilar se incrementa con el incremento de la heterogeneidad del reservorio.

6320:13Promediando DatosAun cuando buenos datos de presin capilar estn disponibles, generalmente se halla que cada muestra de ncleo probado a partir de un reservorio, da una curva diferente de presin capilar que las otras muestras.

Cmo determinamos qu curva representa el comportamiento promedio del reservorio?

La funcin J.

Correlacin de permeabilidad.6420:13Funcin JDesarrollado en el intento de obtener una curva universal.

Se basa en una relacin estadstica que existe entre k y .

Asume medio poroso constituido por tubos capilares interconectados.

J solo depende de la tortuosidad.

6520:13Funcin JLa funcin J adimensional relaciona la presin capilar a la roca reservorio y las propiedades del fluido de acuerdo a la relacin:

J(Sw) [Adicional]Pc [Dinas/cm2]. [dinas/cm]K [cm2] [Fraccin]

6620:13Funcin JJ(Sw) [Adicional]Pc [PSI]. [dinas/cm]K [mD] [Fraccin]

6720:13Factores de conversin:1 dina/cm2 = 1,450377 x 10-5 psi1 darcy = 0,9896233 x 10-12 mEjemplo de Uso de la funcin JSuponer que la presin capilar es medida para una roca con permeabilidad , porosidad , usando fluidos con tensin interfacial , y la funcin humectabilidad es f() = Cos = 1.0 la presin capilar para la roca ser algn valor a .

Ahora se supone que medimos la presin capilar en una segunda roca con propiedades , , , y f() = 1.0; a la saturacin , se obtendr un valor de presin capilar .

La funcin J para los dos casos es la siguiente:

6820:13ESCUELA POLITCNICA NACIONAL

6920:13J(Sw)Curva de Funcin JConclusionesDesafortunadamente el mtodo NO trabaja universalmente, esto es, la presin capilar para todos los ncleos, o reservorios, no se trazarn en una misma curva.

Para un reservorio o para un grupo de reservorios con litologa similar, esta tcnica es muchas veces satisfactoria.

7020:13Correlacin con la permeabilidadSe basa en la siguiente observacin emprica:

Se determina la presin capilar para varios ncleos del mismo reservorio (as que y f() permanecen relativamente constantes),A estos ncleos se determina la permeabilidad.Graficamos el logaritmo de la permeabilidad como funcin de la saturacin de agua para valores fijos de presin capilar.Resultan lneas rectas o curvas alisadas.

La permeabilidad promedia del reservorio es conocida

7120:13Correlacin de la presin capilar con la permeabilidad.

7220:13

Curva de drenajeCurva de imbibicin

Roca fuertemente humectada al agua:7320:13

ESCUELA POLITCNICA NACIONAL

Roca fuertemente humectada al petrleo:DrenajeImbibicin

7420:13Roca con humectabilidad intermedia:DrenajeImbibicin espontneaImbibicin forzada

7520:13Ejercicio 1:En la figura se muestra una gota queriendo ascender en el agua a travs de la estrangulacin A que existe en el espacio poroso que forma un tubo capilar de radio variable, asumiendo que el agua es la fase humectante, cual debe ser la longitud de la gota que le permita a la gota franquear el estrangulamiento.Si se conoce los siguientes datos:

7620:13Ejercicio 2:

Para una determinada saturacin, la presin capilar medida en el laboratorio es de 15 psi, utilizando una pareja agua/aire. Cul ser la presin capilar para esta misma saturacin en el reservorio si se tiene la siguiente informacin.

Cul ser la presin capilar para esta misma saturacin en el laboratorio, si se utiliza una pareja mercurio-aire?.

7720:13Ejercicio 3:(2.4 Watherflooding_ Paul Willhite)Una gota de petrleo est atrapada por agua en un tubo capilar cilndrico de radio interior 5 m. La fase de agua est a la presin atmosfrica de 14.696 psi (101,325 Kpa) y exhibe una tensin interfacial de 35 dinas/cm (35Nm/m) contra la fase de petrleo. El tubo capilar est fuertemente mojado por petrleo (ngulo de contacto = 180). La viscosidad del petrleo es 0,7 cp(0,7 mPa.s) y la viscosidad del agua es 1 cp (1.0 mPa.s).

Hacer un boceto de la gota, de cmo se vera la gota en el interior del tubo cuando se lo mire del lado. Calcular la presin de la fase de petrleo en pascales.7820:13Ejercicio 4

7920:13Un yacimiento de 200 pies de espesor, tiene una saturacin irreductible de agua de 24%, porosidad 21,4% y permeabilidad de 246 md, posee un acufero de 50 pies de espesor. Se conoce que el gradiente hidrosttico de petrleo y agua son 0,28 y 0, 45 Psi/pies. Mediante pruebas de desplazamiento y utilizando una pareja agua/aire se obtuvieron los siguientes datos de presin capilar:SW (%)PC (psi)244.0253.0292.0431.0520.75300.63730.5800.481000.45Se conoce adems la siguiente informacin:

Tensin interfacial agua-aire = 70 Dinas/cmTensin interfacial agua-petrleo = 28 Dinas/cmngulo de contacto agua-aire = 0ngulo de contacto agua-petrleo = 50.

RESPONDA:a) Elevacin del nivel libre de aguab) Espesor de la zona de transicinc) Suponga un yacimiento con caractersticas similares, cuya porosidad es 22% y permeabilidad es 700 md. Cul sera la columna de petrleo?Ejercicio 5:En el siguiente cuadro se muestran los valores de la presin capilar Pc en psi en funcin de la saturacin de agua Sw para cuatro ncleos obtenidos de un yacimiento en las proximidades del contacto agua-petrleo.

Determinar la curva de la funcin J para este yacimiento a condiciones de laboratorio.

Lo mismo que a) pero a condiciones de yacimiento, utilizar,

Si se tiene un estrato cuyos valores de k y son de 100 md y 0.18 respectivamente, determinar la curva de presin capilar a condiciones de reservorio para este estrato.

SwABCD1510203.211252.44.511301.93.36.310351.52.44.56.5401.21.83.754511.634.1500.81.42.63.7550.71.32.43.3600.651.22.22.9700.61.11.92.6800.611.82.4900.60.91.72.21000.60.651.62.1k (md)5691573411.20.2750.2080.1740.147

8020:13III Permeabilidad relativa A. Definicin.- Permeabilidad relativa es la relacin de la permeabilidad efectiva para alguna permeabilidad base.

La permeabilidad efectiva de una roca para un fluido en particular depende de la saturacin de ese fluido as que la permeabilidad relativa es tambin una funcin de la saturacin del fluido

Lectura: WATERFLOODING; Paul Willhite. Desde Seccin 2.4, pgina 20 hasta la 31.8120:13La permeabilidad base que se usa para definir la permeabilidad relativa es la permeabilidad absoluta

Tambin es til usar como permeabilidad base, la permeabilidad al petrleo a la saturacin irreductible del agua:

Lectura: Movimiento de fluidos en reservorios con hidrocarburos. Marcelo Crotti (Anlisis Crtico).8220:13B. Importancia.- La permeabilidad relativa indica la habilidad relativa del petrleo y agua al fluir simultneamente en un medio poroso

Expresa el efecto de la humectabilidad, saturacin del fluido, historia de saturacin, geometra del poro y distribucin del fluido

Propiedad de flujo ms importante que afecta al comportamiento de inyeccin de agua

C. Fuentes de datos

Medicin en laboratorioModelos matemticosEmpate en historiaClculo a partir de informacin de presin capilarEl uso de datos a partir de reservorios similares

Consulta: En qu consisten cada uno de los mtodos?

8320:13Efecto de las variables del reservorio sobre las curvas de permeabilidades relativas.

Propiedades de la roca.Historia de saturacin.Humectabilidad.Tensin Interfacial.Relacin de viscosidades.

8420:13 1. Propiedades de las Rocas Tipo de roca, Estructura porosa (incluyendo la rugosidad), y Mineraloga

Estas propiedades controlan la geometra del poro y afectan a las curvas de permeabilidad relativa.8520:13Son diferentes en cada reservorio y varan incluso dentro del mismo reservorio.Arenisca que contiene poros largos interconectados: Curva de permeabilidades relativas agua/petrleo

8620:13Kaire = 1314 md.Swi = 0.18

(K ro )swi Kaire

Flujo bifsico = 0.18 Sw 0.7

Arenisca que contiene poros cortos interconectados:Curva de permeabilidades relativas agua/petrleo

8720:13Kaire = 20 md.Swi = 0.33(K ro )swi 0.75 Flujo bifsico = 0.33 Sw 0.74Considerando roca hidrfila y que no existe otra diferencia notable entre ambas rocas :

Las rocas con poros grandes tendrn bajo valor de Swi, porque casi todos los poros son accesibles a ambas fases. Una cantidad relativamente pequea de agua es necesaria para humectar el rea de la superficie.

Las rocas con poros pequeos tendrn un valor de Swi mayor por dos razones: el rea de la superficie a ser mojada por el agua es mayor y los poros pequeos son llenados principalmente con agua.

La permeabilidad relativa al petrleo a la Swi se reduce porque los poros pequeos se llenaron con agua bloqueando de este modo el flujo de petrleo.

La Krw a una Sor es menor en la arena que contiene poros pequeos que en la arena que contiene poros grandes.

8820:132.- Historia de saturacin

La direccin del flujo no tiene efecto sobre el comportamiento de flujo de la fase humectante

Existe una diferencia significativa entre las curvas de inhibicin y de drenaje para la fase no humectante 8920:13

no depende de la direccin de cambio de saturacin, solo es funcin de su saturacin.

es altamente dependiente de la direccin. A cualquier saturacin dada, esta es menor para un proceso de imbibicin que para un proceso de drenaje

9020:133.- HumectabilidadLa humectabilidad afecta a la distribucin del fluido dentro de una roca y, consecuentemente, tiene un efecto muy importante sobre la informacin de permeabilidad relativa.

Las curvas de permeabilidad relativas pueden dar un indicativo de la preferencia de humectabilidad de un reservorio.

Estas observaciones no son verdaderas para rocas de humectabilidad intermedia .

9120:13La saturacin de agua en el punto de interseccin de las curvas generalmente ser mayor que el 50% para sistemas humectados al agua y menos de el 50% para sistemas humectados al petrleo.

La saturacin de agua connata para un sistema humectado por agua generalmente ser mayor que 20%, para sistemas humectados por petrleo, normalmente ser menos que 15%

La permeabilidad relativa al agua a la mxima saturacin de agua ser menor que 0.3 para un sistema humectado por agua, pero ser mayor que 0.5 para sistemas humectados al petrleo.

9220:13

Permeabilidades Relativas para dos condiciones de mojabilidad, incremento de Sw.Permeabilidades Relativas para rangos de mojabilidad (ngulo de contacto) como incremento de la Sw.9320:13Las permeabilidades base para estas figuras fueron las permeabilidades al petrleo a la saturacin de agua irreductible.

Las condiciones de humectabilidad son expresadas en trminos del ngulo de contacto medido a travs de la fase de agua.

Las permeabilidades relativas al petrleo son significativamente altas cuando es moderadamente mojado por agua y las permeabilidades relativas para el agua son significativamente altas cuando es fuertemente humectado por petrleo.

Para una saturacin de agua fija, la permeabilidad del petrleo disminuye y la permeabilidad del agua aumenta a medida que el ngulo de contacto aumenta.

9420:134.- Tensin Interfacial. Las tensiones interfacial en la prctica oscilan entre 10 @ 40 Dinas/cm.Aumentos sobre ste rango tienen poco efecto sobre las curvas de permeabilidad relativa siempre y cuando la humectabilidad permanezca constante.

Reducciones sustanciales de tensin Interfacial de estos rangos producen pequeos cambios en las curvas de permeabilidad relativa de ambas fases.

El efecto de las tensiones interfaciales depende de la histresis.En ambos experimentos, la razn de permeabilidad de la fase desplazada a la permeabilidad de la fase desplazante aumentaba cuando la tensin interfacial fue disminuida.

9520:13Relacin de ViscosidadNo existen muchos estudios que demuestren la ausencia del efecto de la viscosidad para todas las parejas de rocas y fluidos.

Las curvas de permeabilidad relativa para una roca son funcin de su saturacin, humectabilidad y tensin interfacial por esto podemos esperar pequeas variaciones en la humectabilidad debido a las viscosidades.

Lo importante es que la humectabilidad no sea alterada significativamente.9620:13Efecto del radio de viscosidad (petrleo a agua) sobre la permeabilidad relativa en una malla de 100 a 200 de arena

9720:13Los datos de un paquete de arena con 1.09 darcys muestran que la permeabilidad relativa es independiente de la relacin de viscosidades en paquetes de arena no consolidada para relacin de viscosidades de 1.8 cp hasta 151cp.

Relaciones de viscosidad considerables son encontrados en los procesos de drenaje donde una de las fases fluyentes es gas.

9820:13Permeabilidades agua/petrleo de datos de la susceptibilidad de inundacin de agua.

9920:13F. Promediando y Normalizacin de datos de permeabilidades relativas. Promediacin de los datos.

Cuando tenemos varias curvas de permeabilidad para una formacin en particular, se deben elegir un conjunto de curvas que se aplicarn a las condiciones promedio del reservorio.

Las saturaciones obtenidas para valores iguales de permeabilidad son aritmticamente promediadas.

10020:13Normalizacin de los datosNo es necesario para sistemas humectados al petrleo.Para sistemas humectados por agua, muchas veces se da el caso donde el valor aceptado de saturacin inicial de agua no concuerda con la informacin de permeabilidad promedio que representa al reservorio.

El procedimiento para normalizar los datos a una determinada saturacin inicial de agua es:

A partir de curvas de permeabilidad relativas promedio, leer valores de y a diferentes valores de saturacin de petrleo.

Multiplicar cada valor de saturacin del paso (a) por

Dibujar valores de y a partir del paso (a), versus las saturaciones normalizadas del paso (b).

Usando la curva normalizada a partir del paso (c), los datos de permeabilidad pueden ser ubicados sobre una base de volumen poroso total, usando cualquier valor deseado de saturacin inicial de agua, multiplicando las saturaciones normalizadas por siendo la saturacin que se desea normalizar.

10120:13EJEMPLO 1Las curvas de permeabilidad relativa medidas sobre tres ncleos se muestran en la figura. La saturacin promedio inicial de agua de este reservorio se cree que es 15%. Encontrar las curvas de permeabilidad relativas al petrleo y al agua para este reservorio y ajustar estas curvas a la saturacin promedio de agua connata10220:13Datos de permeabilidad relativa para el ejemplo

10320:13Conversin de datos de permeabilidad del petrleo(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)(8)Kro, %Sw1, %Sw2, %Sw3, %SwPRO, %So / (1-Swi), %(6) (1-0.15)(Sw)NUE, %1008.025.037.023.3100.085.015.09011.027.539.025.896.7 *82.217.88013.530.041.028.293.679.620.47016.532.544.031.090.076.523.56020.035.046.033.786.473.426.65023.037.548.536.383.170.629.44026.540.551.039.379.167.232.83030.544.054.543.074.363.236.82035.047.258.046.769.559.041.01041.151.063.251.862.853.446.6546.054.067.055.757.849.150.9152.558.072.561.050.843.256.8056.060.576.064.246.739.760.3

10420:13Conversin de datos de permeabilidad del agua(1)(2)(3)(4)(5)(6)(7)(8)Krw, %Sw1, %Sw2, %Sw3, %SwPRO, %So / (1-Swi), %(6) (1-0.15)(Sw)NUE, %5062.073.086.573.834.229.170.94059.070.083.570.838.132.467.63056.067.080.567.842.035.764.32052.063.576.564.046.939.960.11046.558.571.058.753.845.754.3542.555.067.054.858.950.149.9136.048.062.048.766.956.943.108.025.037.023.3100.085.015.010520:13Curvas normalizadas y ajustadas de permeabilidad relativa para el ejemplo

10620:13Comparacin de las relaciones de permeabilidad relativa La fuente ms confiable de los datos de permeabilidad relativa son las medidas de laboratorio obtenidas de cores del reservorio de inters.

Desafortunadamente, muchos reservorios, para proyectos de inyeccin de agua, se caracterizan por la ausencia de datos de permeabilidad relativa o a lo mejor, por datos irreales.

Varios autores han presentado modelos matemticos que se pueden utilizar para describir relaciones de permeabilidad relativa para el flujo simultneo del petrleo y el agua

Los modelos matemticos no se aplican a flujo a travs de fracturas naturales

10720:13Corey ha sugerido que para un PROCESO DE DRENAJE :

Donde:

Sw = saturacin de agua.Swirr = saturacin de agua irreductible.

10820:13Para PROCESOS DE IMBIBICIN, Smith sugiere las siguientes asunciones :

10920:13

Hirasaki resumi algunos datos de permeabilidad relativa obtenida por el Consejo Nacional de Petrleo.

Se necesito datos de los reservorios tales como: humectabilidad de la roca y permeabilidad relativa, los cuales no estaban disponibles. Consecuentemente un Cmite Tcnico del Consejo Nacional de Petrleo recomend que las permeabilidades relativas determinadas son:

11020:13

11120:13

Parmetro Arena Carbonato Punto final de la permeabilidad relativa al petrleo 0.80.4Punto final de la permeabilidad relativa al agua 0.20.3Exponente de permeabilidad relativa al petrleo 2.02.0Exponente de permeabilidad relativa al agua 2.02.0Saturacin residual de agua 25%35%11220:13

Donde:

EXW = exponente de la permeabilidad relativa al agua.

EXO = exponente de la permeabilidad relativa al petrleo.

= permeabilidad relativa al petrleo en el punto de saturacin de agua irreductible.

= permeabilidad relativa al agua en el punto de saturacin residual de petrleo en la inyeccin de agua.

= saturacin residual de petrleo en la inyeccin de agua, fraccin.

= saturacin de petrleo, fraccin.

= saturacin irreductible de agua, fraccin.

Adems el CNP proporcion otros datos: