RECUPERACIÓN SECUNDARIAPrincipios RS se usa después de que la producción disminuye por Métodos Naturales Expansión Roca Fluidos Empuje de gas en solución Empuje por capa de gas Empuje de agua Drenaje por gravedad Nuevas Tecnologías en base a inyectar fluidos Fr p= 5- 60% Fr s= 15- 75% En algunos Yc es conveniente empezar la Recuperación Secundaria antes de que se agoten las reservas Recuperación de Petróleo Primaria: Flujo natural, Levantamiento artificial Secundaria o convencional (común): Inyección de gas o agua Terciaria o no convencional: Térmicos: inyección de gases calientes, agua caliente, electromagnetismo, aire. Gases: CO2, N2, gases de combustión. Químicos: polímeros, surfactantes, álcalis, espuma y geles. Otros: microorganismos, emulsiones, vibrosismica. Notas: Polímeros: usados pa aumentar la viscosidad del agua Surfactantes: disminuyen la Tensión Interfacial Se condensa el gas cuando la Py esta por debajo del punto de rocío. Si la saturación de gas se incrementa, la permeabilidad relativa del gas disminuye y por ende la producción de crudo disminuye. Surfactantes crean condiciones de humectabilidad en el petroleo Elección Método de Recuperación Características del petróleo Características del Yc. % Sw. Espesor So Profundidad Yc. Presión del Yc. Razones agua es el proceso mas exitoso y usado Disponibilidad del agua Bajo costo con relación a otros fluidos Fácil inyectar agua en la formación Alta eficiencia con la que el agua desplaza al petróleo. Entender el comportamiento de inyección de agua Inyección de agua se descubrió accidentalmente (1870) en Pithole con una fuga en una formación acuífera redujo la producción de petróleo de ese pozo pero la producción de los pozos vecinos se incremento. Boom fue desde 1950. Al inyectar agua debemos entender las fuerzas que actúan sobre el Yc y éstas son las propiedades de la roca. Propiedades de la roca 1. Tensión interfacial 2. Humectabilidad 3. Saturación de fluidos en función de la humectabilidad de la roca 4. Presión capilar 5. Permeabilidad relativa: (La propiedad más importante de todas) 1. Tensión Interfacial Es la fuerza entre dos fluidos inmiscibles, es una medida de la miscibilidad, sujeta a las fuerzas de Van der Waals A valores mayores de temperatura la tensión interfacial es cero. A menor tensión interfacial mayor recobro de petróleo. Depende de: temperatura, fases puestas en contacto, del volumen de los líquidos La Ti en aceite/agua es de 10 a 30 dinas/cm Para reducir la Ti uso emulsificantes Si los fluidos que interaccionan son agua y aire, el gráfico que ejerce una mayor fuerza de cohesión debido a la sumatoria es la bolita que presenta la característica de tener presente agua y aire. 2. Humectabilidad Es la tendencia de un fluido a adherirse o mojar a una superficie solida en presencia de otros fluidos inmiscibles Depende de la Pc, resistencia del material, desplazamiento del agua Reservorios agrios: humectados por petróleo, (alto contenido de azufre y oxigeno con tendencia a formar asfaltos), presencia de surfactantes Cohesión y adherencia: líquido- líquido, líquidosólido Si la humectabilidad es cte los rangos de Ti van desde 10 a 40 dina/cm y tienen poco efecto en las curvas de Kr 2. Humectabilidad Ángulo: Cerca a cero humectado por agua Ángulo: Cerca a 180 humectado por petróleo Ángulo cerca a 90 tiene humectabilidad intermedia At es mayor a cero la fase mas densa moja a la roca At es menor a cero la fase menos densa moja a la roca ECUACION DE YOUNG Do= 0,92 gr/cc, Dm=13,6gr/cc Si el agua humecta a la roca: el petróleo fluye con mayor facilidad, el agua tiende a ocupar capilares de menor diámetro dentro de la red poral (el agua es difícil movilizar a través del medio poroso). 2. Humectabilidad Factores afectados por la humectabilidad: Swi, Sor, Mecanismo de desplazamiento, la distribución de los fluidos en el yc Factores que afectan la humectabilidad: mineralogía, tipo y concentración de surfactantes en el crudo, salinidad y PH del agua en el Yc, concentración de asfáltenos y heterocíclicos. Si una roca es heterogénea en ciertas zonas de la roca la humectabilidad es de agua y en otras de petróleo Humectabilidad del agua es del 100% y la humectabilidad de petróleo es de 30-50% o de 50- 50% Si asumimos que el cos del ángulo es uno, estamos diciendo que ese ángulo es cero, entonces se dice que el sistema es humectado al agua Si el fluido no moja al vidrio la curva es cóncava caso contrario la curva es convexa. La fuerza para que un fluido suba por un capilar se llama humectabilidad El factor más importante del petróleo residual es la humectabilidad. Para que exista mayor producción de petróleo y menor saturación de agua, la Sw es mayor que la Swirr. DETERMINA: posición del fluido, capacidad del fluido a fluir, afecta a la Kr, Pc 3. Saturación de fluidos en función de la humectabilidad Pendular: la saturación de agua decrece Funicular: la saturación de petróleo decrece y la producción de petróleo aumenta, los capilares desocupados son invadida por el agua, existe una fase continua de ambas fases. Insular: la continua producción de petróleo hace mínima el movimiento de petróleo y no hay movimiento del agua. En un grafico Kr vs Sw: en la Swi se encuentra la saturación insular, en la Sor esta la saturación pendular y en la mitad la saturación funicular. 4. Presión Capilar Capacidad de la roca para repeler un fluido no humectante Diferencia entre un fluido no humectante con un humectante. Diferencia de presión entre dos fluidos inmiscibles + Pc +A –Sw –K –D. Un Yc de bajo API tendrá mayor zona de transición Depende de Sw, Cambio de dirección de la saturación, Ts, O, K, humectabilidad, T, composición del fluido, tamaño del poro. La Pc es el resultado de la mojabilidad y de las fuerzas humectantes La utilidad de la Pc: Determina Swi, el comportamiento de inyección, indicativo de la distribución del tamaño de los poros, el nivel de elevación. Distribución vertical de fluidos en un reservorio humectados por agua son controlados por fuerzas capilares y viscosas. Es importante determinar la Pc en un yc de oil, pues analiza el comportamiento de la interfase, determina el régimen de producción adecuado Registro DST obtengo el nivel mas alto de 100% de Sw 4. Presión Capilar En el NLA la Pc es cero Si el NLA es CAP, los poros son mas grandes y las fuerzas asociadas con el medio poroso es cero. Zona de transición es el espesor donde la Sw varia de 100 a la Swirr Swc = Swirr solo en la zona de transición, el agua connata es móvil en esta zona Presión umbral es la presión mínima que debo vencer para que el agua desplace al petróleo. Sistemas que no tengan equilibrio hidrostático inicial? Sistemas sobre presurizados, en zonas de bajo espesor. Suposiciones caracterizar al reservorio mediante la curva de Pc con S iniciales? Mojabilidad conocida, sistema de fluidos en equilibrio hidrostático 4. Presión Capilar (Humectado agua) Los datos Pc son función de la saturación de la fase humectante Imbibición: Agua desplaza al oil, Fh + Drenaje: Oil desplaza al agua, Fh – Histéresis: Cambio de dirección en que la saturación del fluido cambia durante la medición de las propiedades de flujo multifario. 1 representa Yc homogéneo, 4 representa un Yc heterogéneo (la m es mayor) 5. Permeabilidad Relativa Es la relación entre la kefec y la Kabs, llamada también, Kefec del oil a Swirr. Habilidad relativa del oil y del agua para fluir simultáneamente en un medio poroso. Depende de la S, humectabilidad, TI, grado de heterogeneidad +Kr, +S, -TI, -Pc EFECTOS DE LAS VARIABLES DEL RESERVORIO 11. Propiedades de la roca 22. Saturación 33. Humectabilidad 44. Tensión Interfacial 55. Viscosidad 11. Propiedades de la roca Controlan la geometría del poro. Propiedades que afectan la Kr son: Tipo de roca, la porosidad, la resistividad del material, la mineralogía. El reservorio con poros grandes se ejemplifica en la curva de Kr. Si las curvas tienen un espacio considerable, los poros son grandes caso contrario los poros son pequeños. Si los valores de Swi son bajos el reservorio contiene rocas con poros grandes 22. Saturación Dirección de flujo es la imbibición y drenaje Dirección de flujo no tiene efecto en la fase humectante Dirección de flujo tiene efecto en la fase humectante. La curva de drenaje es mas alejada de la curva de imbibición y tiene mayor valor de Sw Las Saturaciones residuales e irreductibles se usan para estimar: la recuperacion de petroleo, Sw fosil, caracteristica de mojabilidad del Yc. 33. Humectabilidad Pto de Interferencia: HA >50% y HO <50% Swi: HA >20%, HO <15% Kr a Sor: HA <30%, HO >50% La Kr varia con surfactantes 44. Tensión Interfacial Si la humectabilidad es cte, los cambios de TI sobre las curvas de Kr tienen poco efecto Si la Ti disminuye entonces la Kr incrementa, de cada fase Para que la TI disminuya se lo hace con amyl alcohol 55. Viscosidad La Kr es independiente de la relación de la viscosidad. Ejercicios a. b. Promediación de Datos: Condiciones promedio del reservorio, son promediadas las saturaciones obtenidas para valores iguales de permeabilidad Función J: La invento Leverette y solo depende de la tortuosidad, la J adimensional no depende de la tortuosidad pero si de las propiedades de los fluidos y de la Pc. SIRVE PARA UN RESERVORIO CON LITOLOGIA SIMILAR (caliza con granos muy finos) b. correlación con la permeabilidad: observación empírica, grafico Pc vs Sw y obtengo rectas luego corto con la K promedio Normalización de datos: No es necesario para sistemas humectados al petróleo, remueve efectos de Swi y elimina efecto de valores de Sc oil DESPLAZAMIENTO DE PETRÓLEO a. b. Algunas fuentes de energía puedo usar para que el petróleo pueda ser recuperado? empuje de agua: avance del acuífero, capa de gas: expansión del volumen de la capa de gas Para un proceso de RS se necesita conocer: cuanto son reservas, datos PVT, datos geológicos, arenas productoras, calcular la comunicación entre arenas, campos maduros. La recuperación de petróleo Np = Ef A+ Ef V+ Ef D+ N (oil insitu) La Ef A y Ef V depende de la fracción de volumen del reservorio, Ef D depende de la fracción de volumen de petróleo. La Ef D es el cambio de la saturación de petróleo en la zona barrida sobre la saturación de petróleo al comienzo de la inyección Eficiencia Areal Ef A Depende de: relación de agua, configuración geométrica, modelo de heterogeneidad. Son las áreas mojadas Métodos para determinar la Ef A son: analíticos (muskat), potencio métrico, redes neuronales, métodos digitales, paquete de gota de cristal. NOTA: prueba de infectividad me permite determinar cuanto agua puedo admitir a la formación Movilidad Mayor M Relación de movilidad del fluido desplazante con la movilidad del fluido desplazado (agua- petróleo) La movilidad es K/U Si M es menor que uno se dice que hay un buen barrido. La permeabilidad es función de la saturación y por lo tanto de la movilidad Zonas del Yc en la recuperación: Zona invadida y la zona no invadida. Desplazamiento a. b. Tipo de desplazamiento: tipo pistón, tipo pistón con fugas. Fases que se distinguen para el tipo pistón y pistón con fugas son: fase inicial y la fase subordinada. Fase Inicial: Pozo normal Fase Subordinada: el fluido desplazado llega al pozo productor Pistón sin fugas: El petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad. Pistón con fugas: el petróleo remanente tiene cierta movilidad, hay flujo de dos fases en la zona invadida y la saturación de petróleo es mayor que la saturación de petróleo residual El proceso de desplazamiento de un fluido por otro se llama proceso de flujo no continuo, pues las saturaciones cambian con el tiempo lo cual causa cambios en la Kr, P, U Etapas de la inyección de agua Variables que se aplican en un proceso de inyección: propiedades de fluidos, propiedades de roca, q inyectado, dpc/dx, estructura del yacimiento Propiedades de los fluidos: U, densidad, presion capilar Propiedades de la roca: Saturaciones, permeabilidades 1. Condiciones iniciales 2. Invasión/ Llene 3. Ruptura del agua 4. Posterior a la ruptura CONDICIONES INICIALES Las saturaciones son ctes, el yacimiento ha sido producido por agotamiento natural durante la producción primaria, Pact yacimiento < Pburbuja, Existe una fase de gas presente, Existe agua intersticial o connata Etapas de la inyección de agua INVASIÓN/ LLENE Invasión: Al inicio de la inyección de agua, el yc manifiesta un incremento de presión, la misma que es mayor en pozos inyectores, el agua desplaza al banco del petróleo y este a su vez desplaza al gas altamente móvil aunque parte del gas puede ser atrapado por el banco de petróleo o del agua, de manera que en la zona invadida están presentes: agua inyectada, el oil residual y el gas atrapado LLENE: Cuando todo el gas se desplaza al petróleo, antes de que se produzca el petróleo. Necesariamente la acumulación de agua inyectada es igual al volumen del espacio ocupado por el gas móvil en el yc. Etapas de la inyección de agua RUPTURA Cuando la tasa de producción de petróleo aumenta, Qo= Qiny, el comienzo de una producción significativa de agua es signo de que se ha producido la ruptura. Si Sw inicial es menor que la Sw para fluir entonces la producción de petróleo estará libre de agua Etapas de la inyección de agua POSTERIOR A LA RUPTURA La producción de agua aumenta más que la producción de petróleo, el área barrida incrementará por lo tanto la producción de petróleo será suficiente como para justificar la inyección continua de la inyección. DESPLAZAMIENTO DE BUCKLEY Y LEVERETT 1941 Desplazamiento Inmiscible Pistón con fugas (existe oil detrás del frente de invasión por la irregularidad del medio poroso) Llamo la atención en la década de los cuarenta Aplica a un sistema lineal como es el caso de empuje natural de agua, inyección de agua o expansión por la capa de gas. Flujo lineal y continuo de dos fases Formación homogénea Sw connata constante Q iny cte Area perpendicular al flujo es cte P y T cte (equilibrio) Cosidera el desplazamiento de oil con agua P desplazamiento > PB Para cada valor hay una pendiente dfw/dSw Es posible que para un dfw/dSw existan dos clases de saturación. DESPLAZAMIENTO DE WELGE Realizó una extensión de Buckley y Leverett Calcular la saturación promedio de la fase desplazante (agua) Calcula la eficiencia del desplazamiento Calculó una relación entre Saturación de la fase desplazante (agua) en la salida y la cantidad de agua inyectada FLUJO FRACCIONAL La realizó Leverett Considera que el desplazamiento es tipo pistón con fugas, existe petróleo y agua, la formación es homogénea. Es una ecuación que relaciona la fracción de oil y h20 que fluyen en cualquier punto para Swf Las fuerzas que controlan son: fuerzas capilares, fuerzas gravitacionales y fuerzas viscosas. Fuerzas Capilares: las F capilares incrementan el flujo fraccional, la Pc es despreciable si las fuerzas de gravitación son pequeñas Fuerzas Gravitacionales: las F gravitacionales incrementan o decrementan el flujo fraccional dependiendo del buzamiento; Si hay buzamiento abajo la fracción de agua decrece Fuerzas Viscosas: la fracción de agua es menor si la viscosidad del agua es mayor ECUACIONES SIMPLIFICADAS DE FLUJO FRACCIONAL Lineal: alfa=0 Inclinada: alfa mayor que cero Perpendicular; alfa es 90 y sen alfa es 1 FRACCIÓN DE AGUA FACTORES QUE AFECTAN EL FLUJO FRACCIONAL DE AGUA Angulo de buzamiento, Presión Capilar, Humectabilidad, Tasa de inyección, Viscosidad del Oil, Viscosidad del Agua Si el buzamiento es hacia arriba el fw disminuye El efecto de la Pc es aumentar fw, para que la Pc disminuya es necesario alterar la humectabilidad o eliminar la tensión interfacial. Es mejor la roca humectada al agua (agua- derecha) La tasa de inyección debe mayor cuando el buzamiento es abajo y viceversa Si aunmenta la Uo la fw aumenta Si aumenta la viscosidad del agua la fw es menor, la Uw es mayor usando polímeros pero puede decrecer la inyectividad de agua (polímeros- derecha) 𝜕𝑃𝑐/𝜕𝑥 𝜕𝑃𝑐 𝜕𝑥 = 𝜕𝑃𝑐𝜕𝑆𝑤 𝑥 ; 𝜕𝑆𝑤 𝜕𝑥 pendientes negativas AVANCE FRONTAL Es una ecuación en función del tiempo y la distancia, predice el desplazamiento inmicible en un sistema lineal o intenta explicar la velocidad de avance. Inventada por Buckley y Leverette La ecuación de avance se usa en la zona desplazante puesto que en la zona desplazada las saturaciones son ctes. La zona estabilizada es antes del punto de ruptura, se considera que dfw/dSw es cte. La curva debería ser recta pero por efectos de la Pc es curva. La longitud de la zona estabilizada obtengo en la etapa inicial a partir de la curva por métodos numéricos o gráficos puesto que no es posible resolver una integral SOLUCIONES PARA Sw A DIFERENTES TIEMPOS Buckley y Leverett: Trazar una perpendicular que divida en dos áreas del mismo valor con la ayuda de una línea imaginaria y no considera efectos capilares Calhoum: Es lo mismo pero considera que la distribución inicial de saturación es uniforme, además considera que a un tiempo antes de la irrupción la Qiny = Qo acum. en el estrato. Es una ecuación por ensayO y error Welge: 1952, Swf es cte desde la invacion hasta la ruptura, Swi=Swc o Swi< Swc 𝜕𝑆𝑤𝜕𝑥 TEOREMA DEL VALOR MEDIO: Se basa en que el valor medio de la derivada de un intervalo es igual a la pendiente de la recta que une los extremos MODELOS DE POZOS Aislado: Desarrollado: Normal: Invertido: