Presentacin de PowerPoint

FACTORES QUE AFECTAN UN PROCESO DE RECOBRO

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POROSIDAD

PERMEABILIDAD

EFECTIVA

TOTAL

ABSOLUTA

RELATIVA

EFECTIVA

SATURACIN DE FLUIDOS

AGUA INTERSTICIAL O CONNATA

PROPIEDADES

PETROFSICAS

MOJABILIDAD

PRESIN CAPILAR

PERMEABILIDAD RELATIVA

IMBIBICIN

Y DRENAJE

FACTORES QUE AFECTAN UN

PROCESO DE RECOBRO

La porosidad se define como la relacin entre el volumen poroso y el volumen total de la roca.

Vb = Vp + Vm

Vb = Volumen total de la roca yacimiento (ft3)

Vp = Volumen poroso (ft3)

Vm = Volumen de la matriz (ft3)

POROSIDAD

POROSIDAD

TIPOS

GEOLGICA

POROSIDAD

ORIGINAL

POROSIDAD

INDUCIDA

INGENIERIL

POROSIDAD

EFECTIVA

POROSIDAD

ABSOLUTA

POROSIDAD NO

EFECTIVA

POROSIDAD

Conectada: Poros conectados por un slo lado.

Interconectada: Poros conectados por varios lados.

Aislada: poros aislados

Valores de porosidad

De acuerdo con los valores de porosidad la podemos clasificar como:

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TIPO DE ROCA VALOR Arenisca 10 a 40%CALIZAS Y DOLOMITAS5 a 25%ARCILLAS20 a 25%POROSIDADVALOR Despreciable 20 - 25< 15 usualmente 10< 5030 - 50< 0,30,5 - 1

PERMEABILIDAD RELATIVA

AGUA - ACEITE

IMBIBICIN Y DRENAJE

SATURACIN DE LA FASE MOJANTE, %VP

PERMEABIIDAD RELATIVA, %

DRENAJE

IMBIBICIN

IMBIBICIN Y DRENAJE

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D

I

PERMEABILIDAD RELATIVA

EN TRES FASES

Mojado por agua

Mojado por petrleo

Mojabilidad intermedia

Fuente: Spanish Oilfield review. Otoo de 2007. Fundamentos de mojabilidad y Escobar, Freddy Humberto, Ph.D, Fundamentos de Ingeniera de yacimientos

FUERZAS PRESENTES

EN EL YACIMIENTO

Fuerzas

Capilares

Gravitacionales

Viscosas

Presin Capilar

Mojabilidad

Tensin Superficial e Interfacial

PRESIN CAPILAR

Las fuerzas de Pc en un yacimiento de petrleo son el resultado combinado de la tensin superficial y la tensin interfacial de la roca y los fluidos.

Tamao, geometra y caractersticas del sistema mojante.

Cuando dos fluidos inmiscibles estn en contacto existe una discontinuidad de presin. F(curvatura). Pc

Las fuerzas superficiales de Pc se oponen o ayudan al desplazamiento de un fluido por otro.

P no mojante > P mojante.

PRESIN CAPILAR

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Presin capilar, psi

Elevacin del capilar, ft

Diferencia de densidades, lb/ft3

ELEVACIN CAPILAR

PRESIN CAPILAR

Tensin superficial: lquido y gas.

Tensin interfacial: lquido y lquido.

Pc = F(tensin superficial e interfacial)

Sistema gas-lquido

PRESIN CAPILAR

HISTRESIS CAPILAR

Las diferencias se deben a que el aumento y disminucin del ngulo de contacto de la interface de fluidos son diferentes.

Frecuentemente en sistemas de aceite-salmuera el ngulo de contacto o mojabilidad cambia con el tiempo.

EFECTO PERMEABILIDAD

EN PRESIN CAPILAR

RELACIN CON

EL DIMETRO

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PRESIN CAPILAR

WW

OW

Profundidad

Profundidad

Presin capilar

Presin capilar

Saturacin de agua

Saturacin de agua

Contacto agua-petrleo

Contacto agua-petrleo

Pc=0, nivel de agua libre

Pc=0, nivel de agua libre

Petrleo

Petrleo

Agua

Agua

MOJABILIDAD

Tendencia de un fluido a adherirse a la superficie de una roca en la presencia de otros fluidos inmiscibles.

Es el principal factor en la localizacin, flujo y distribucin de fluidos en un yacimiento.

El fluido mojante tiende a rodear la superficie de la roca, mientras el no mojante se resiste al contacto con la superficie de la roca.

Afecta la localizacin de los fluidos dentro de los poros, as mismo los mecanismos bsicos de flujo de fluidos y la forma como se desplazan en el yacimiento.

Casi imposible de observar directamente.

Se infiere de los datos de Presin capilar y permeabilidad relativa.

MOJABILIDAD

TIPOS DE MOJABILIDAD

Mojados por agua

Mojados por aceite

No definida (mixta)

La mojabilidad puede ser cuantificada por el ngulo de contacto.

Cuando < 90, el fluido moja al slido y se llama fluido mojante. Cuando > 90, el fluido se denomina fluido no mojante.

En un sistema de mojabilidad intermedia el concepto de ngulo de contacto no tiene SIGNIFICADO.

a

a

TIPOS DE MOJABILIDAD

EFECTOS DE LA

MOJABILIDAD

Distribucin inicial del aceite y agua

Flujo de fluidos a travs del yacimiento

Saturacin de agua connata

Saturacin de aceite residual

Rendimiento de la produccin

Resistividad de la formacin

ROCA MOJABILIDAD

NEUTRA

ROCA MOJADA

FUERTEMENTE POR AGUA

ROCA MOJADA

FUERTEMENTE POR ACEITE

Los fenmenos de adsorcin son extremadamente importantes en los mtodos de recuperacin mejorada.

ADSORCIN

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Diagrama de fuerzas en el fluido

TENSIN SUPERFICIAL

La superficie de cualquier lquido se comporta como si sobre sta existe una membrana a tensin. A este fenmeno se le conoce como tensin superficial. La tensin superficial de un lquido est asociada a la cantidad de energa necesaria para aumentar su superficie por unidad de rea.

La tensin superficial es causada por los efectos de las fuerzas intermoleculares que existen en la interfase. La tensin superficial depende de la naturaleza del lquido, del medio que le rodea y de la temperatura. Lquidos cuyas molculas tengan fuerzas de atraccin intermoleculares fuertes tendrn tensin superficial elevada.

TENSIN SUPERFICIAL

En general, la tensin superficial disminuye con la temperatura, ya que las fuerzas de cohesin disminuyen al aumentar la agitacin trmica

La influencia del medio exterior se debe a que las molculas del medio ejercen acciones atractivas sobre las molculas situadas en la superficie del lquido, contrarrestando las acciones de las molculas del lquido

EFECTO DE LOS

SURFACTANTES

Agentes de humectacin que bajan la tensin superficial de un lquido. Permiten una ms fcil dispersin y bajan la tensin interfacial entre dos lquidos.

Todas las aplicaciones y usos de los surfactantes

provienen de dos propiedades fundamentales de

estas sustancias:

La capacidad de adsorberse a las interfaces. La adsorcin: es un fenmeno espontneo impulsado por la disminucin de energa libre del surfactante al ubicarse en la interface y satisfacer total o parcialmente su doble afinidad polar - no polar

Su tendencia a asociarse para formar estructuras organizadas

EFECTO DE LOS

SURFACTANTES

Es la relacin entra las fuerzas viscosas de drenaje y las fuerzas capilares, dada por la siguiente expresin:

NMERO CAPILAR

Algunos datos reportados en la literatura muestran que el porcentaje de recuperacin de crudo en un medio poroso, es esencialmente nulo cuando el nmero capilar es inferior a 10-6 y es esencialmente 100% cuando el nmero capilar es superior a 10-3. Es por ello que el principal propsito de los mtodos de recuperacin mejorada es aumentar el nmero capilar con la finalidad de aumentar el porcentaje de recobro

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Se conoce como el cociente de las relaciones de permeabilidad/viscosidad (/)

de un fluido desplazante con respecto a otro fluido desplazado. Durante las

operaciones de invasin con agua en un yacimiento petrolfero, la razn de

movilidad se expresa como:

RELACIN DE

MOVILIDADES

til para determinar la aplicabilidad de un proceso de recobro mejorado.

Se espera que la movilidad de los fluidos sea similar o favorable para el desplazante.

MOJADO POR AGUA

MOJADO POR ACEITE

MXIMA

CRTICA

CONNATA

INICIAL

SATURACIONES DE AGUA

Inicial: se encuentra al inicio de cualquier proceso (Swi).

Connata: agua inicialmente depositada en el yacimiento.

Crtica: por debajo de este valor, el agua no fluye.

Mxima: mayor valor de saturacin de agua que se podr obtener en un proceso.

INICIAL

RESIDUAL

REMANENTE

SATURACIONES DE ACEITE

Inicial: Presente al inicio del proceso.

Remanente: Cantidad de aceite que an permanece en el yacimiento durante un instante de tiempo determinado.

Residual: La que queda una vez se ha extrado todo el crudo mvil

Espesor bruto

ESPESOR BRUTO

No considera las arcillas, ni sellos, ni formaciones que no contribuyan al proceso de produccin

ESPESOR NETO

El que realmente contribuya a la produccin de crudo. Propiedades adecuadas para el flujo

ESPESOR NETO

PRODUCTOR

EFECTO ESPESOR