RECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MEJORADA DE PETRÓLEO Introducción.El acelerado desarrollo tecnológico de la humanidad en los últimos 120 años, se debe en gran parte al aprovechamiento del petróleo como fuente de energía y como materia prima para la obtención de productos petrolíferos y petroquímicos. En éste sentido, el bienestar económico, políticoy social de los países dependerá en gran medida de la disponibilidad actual y a futuro de los hidrocarburos. En lo que se refiere al desarrollo y explotación de campos petroleros en México, éstos se ubican en los estados de la costa y plataforma continental del Golfo de México, agrupados en 4 áreas mayores denominadas Región Norte,Región Sur, Región Marina Suroeste y Región Marina Noreste (Fig. 1). Fig. 1.- Ubicación de las regiones que conforman el activo integral de Pemex en México, Algunos campos de estas regiones ya se encuentran bajo régimen de inyección de agua. Por otra parte, los campos en las regiones Sur, y Marina Noreste, son de explotación reciente (1972 y 1977 respectivamente). En total contribuyeron en un 66.3% a la reserva probada nacional, y con un 91.13% dela producción diaria de hidrocarburos. Estos camposson de muy alta productividad, sin embargo algunos de ellos ya muestran una declinación sensible en la producción de aceite. Con respecto a la composición litológica y continuidad de la formación productora, los yacimientos en México presentan variantes diversas; Fig.-1. En términos generales, las Regiones Norte, y Sur se consideran yacimientos “homogéneos” del tipo calcáreo o areniscas; mientras que, los yacimientos de laRegiónMarinaSureste son calizas naturalmente fracturadas. Con respecto a los hidrocarburos almacenados se presentan todas las variantes, dado que se tienen yacimientos de gas, gas y condensado, aceite ligero y pesado. Los mecanismos de recuperación de petróleo asociado a estas clasificaciones de fluidos almacenados y tipos de yacimiento, son de diferente naturaleza. En resumen, actualmente las reservas probadas de hidrocarburos nacionales presentan una tendencia a la baja; los yacimientos en las Regiones Norte y Sur son de baja productividad y estado avanzado de explotación, pero con cantidades significativas de hidrocarburos por recuperar; los yacimientos de las Regiones Sur y Marina Noreste son de explotación reciente y alta producción pero con manifestaciones de una declinación en el gasto de hidrocarburos. En lo que se refiere a mantener o incrementar reservas de hidrocarburos, la exploración de nuevos campos petroleros ha sido la técnica tradicional. Sin embargo, las probabilidades de descubrir grandes vo1úmeres de hidrocarburos cada vez son menores,debido a que los nuevos yacimientos se encuentran a mayores profundidades, en condiciones geológico-estructurales muy complejas y en áreas, inhóspitas, lo que incrementa grandemente los costos de perforación. Una segunda alternativa para incrementar reservas, incluso resolver problemas de baja productividad, considera el mejorar las eficiencias de extracción de hidrocarburos de yacimientos ya descubiertos a través de la aplicación de técnicas de Recuperación Secundaria y Recuperación Mejorada. Estas técnicas no pueden ser usadas en forma indiscriminada a cualquier tipo de yacimiento. Su aplicación requiere de una caracterización geológico-física del yacimiento, identificación de los mecanismos específicos de recuperación operantes y de una evaluación técnico-económica delmétodo a utilizar. Historia de la inyección de agua Antecedentes. El primer caso de recuperación de petróleo por inyección de agua ocurrió hace más de 100 añosen forma accidental en la ciudad de Pithole al oeste de Pennsylvania, E.U.A. El agua de un acuífero cercano invadió e inutilizó uno de los pozos, pero incrementó substancialmente la producción de petróleo en pozos vecinos. Dado que inicialmente el yacimiento no presentaba empuje de agua y el crudo tenía poco gas en solución, la recuperación por inyección de agua resultó mucho mayor a la correspondiente al abatimiento de presión. En el año de 1865, se inyectó agua en un yacimiento con el fin de mantener la presión y hasta el año de 1890 ya se utilizó para incrementar la producción. Posteriormente en el año de 1907 se inyectó agua en un arreglo circular, en el campo Bradford, la cual impactó positivamente en la producción de aceite. Y hasta 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 En lo que se refiere a México. entre el 80 y 90% de petróleo permanece en el yacimiento. cuando el potencial de flujo original se reduce a un valor tal que la extracción de hidrocarburos ya no es costeable. la práctica de la inyección de agua se extendió rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección-producción. esta técnica consiste en la inyección de agua a la formación productora. Este proceso está operando en areniscas someras de bajo espesor. calizas someras de porosidad intergranular y en calizas profundas de gran relieve estructural e intensamente fracturadas. La inyección de agua. En consecuencia. de los cuales tres están asignados a la Zona del Sureste y uno a la Zona Norte. es el principal y más conocido de los métodos de recuperación secundaria. Este esquema se muestra en la Figura-2. Esta técnica empezó a popularizarse en USA a partir de la década de los 40's. Durante 1988 se inyectaron en promedio 560. dos a la Zona Centro y cinco a la Zona Sur. a través de pozos que probablemente antes fueron productores. Mecanismos de recuperación secundaria de petróleo La producción primaria de un yacimiento concluye básicamente. en tal forma que para 1955 existían en operación 2280 proyectos de inyección de agua y para 1988 se tenía el 50% de los campos petroleros bajo régimen de recuperación secundaria.inyectores. la producción dehidrocarburos. es considerada como confiable y económica debido a la abundancia de fluido y su facilidad de manejo. puede considerarse como una forma de restablecer dicho potencial de flujo y. Por tanto en 1988 se tenían en operación l1 sistemas de inyección de agua. el patrón de línea se remplazó por un arreglo de 5 pozos. Para 1928. La bondad de este método motivó su implementación en prácticamente todas las zonas productoras de aceite de la República Mexicana.675 barriles diarios de agua obteniéndose por tal concepto cerca de 228. . En la actualidad. como técnica de recuperación secundariade hidrocarburos en los yacimientos. Después de 1940. por lo tanto. lo que representa el 11% de la producción nacional. Bajo un esquema simplificado. En estas condiciones el inyectar agua a la formación para incrementar la recuperación. el nacimiento de la recuperación secundaria ocurrió con la inyección de agua en el Campo Poza Rica en 1951 con resultados satisfactorios.671 barriles diarios de aceite. el agua barre los hidrocarburos hacia pozos productores.. Sin embargo. por lo que el flujo será preferencial a lo largo de la línea que une pozos inyectores y productores. Los . tensióninterfacial. Por lo anterior. Este proceso es controlado por las fuerzas viscosas de arrastre. Por otra parte. 2-Técnica de inyección de agua a una formación productora. la inyección y producción de fluidos en un yacimiento es de carácter puntual(pozos). para cada yacimiento existe una eficiencia característica de desplazamiento de aceite por agua (Ed). La intensidad de estos efectos dependerán de la geometría porosa. las heterogeneidades del medio poroso inducirán el flujo de agua a través de zonas de alta permeabilidad. viscosidad. etc. mojabilidad. por mayor movilidad principalmente.Fig. Otro aspecto importante que actúa en detrimento de la recuperación de petróleo está relacionado con el volumen de aceite que en forma efectiva entra en contacto con el agua desplazante. En síntesis. al presentarse lacaptura capilar del aceite disperso en estrangulamientos y rebasamiento de agua. fuerzas capilares y efectos de dispersión en la parte posterior del banco de aceite. Desde un punto de vista geométrico. no todos los hidrocarburos serán desplazados. La limitación más grande de esta técnica. Fig. que en su conjunto se conocen como eficiencia volumétrica de barrido (Ev).Los procesos terciarios utilizan gases miscibles. en cuanto a su aplicabilidad. la tercera etapa de producción. a través de pozos de captación o de centrales. es el más ampliamente usado en México. es la que se obtiene después de la inyección de agua (o cualquier otro proceso secundario utilizado). 3. la eficiencia de recuperación de petróleo de yacimientos(Er) por inyección de agua se define como: Er = Ed xEv Al término de este proceso se pueden esperar recuperaciones entre el 15 y 20% adicional con respecto al volumen original de aceite. su buena eficiencia para desplazar al aceite y a su costo relativamente bajo. químicos y/o energía térmica para desplazar los hidrocarburos adicionales después de que un proceso secundario se vuelve no rentable. su facilidad de manejo. Fig.Diferentes mecanismos de producción de hidrocarburos . Por lo anterior. En el país se aprovechan prácticamente todas las fuentes de suministro disponibles como son: lagunares. acuíferos someros y agua de mar.anteriores conceptos son englobados en la definición de eficiencias de barrido areal y vertical. si se trata de inyección de fondo o desplazamiento frontal. es que de acuerdo a experiencias y por razones obvias no es recomendable para yacimientos con empuje hidráulico durante la producción primaria. debido a la abundancia de este fluido. Procesos de recuperación secundaria y mejorada La inyección de agua como método de recuperación secundaria de hidrocarburos. fluviales. inyectándose el agua en el acuífero o en el seno del aceite. En cuanto a la recuperación terciaria o mejorada.-3y 4. las propiedades de la roca y la temperatura y presión del yacimiento.. dará como resultado una forma de conservación de energía y la posibilidad de mantener las tasas de producción relativamente elevadas y en un tiempo más corto.5. geometría del yacimiento. Empuje con agua Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y una roca porosa saturada con agua.5 Esquema de desplazamiento del fluidos del yacimiento..éste tiende a formar una capa artificial de gas bien definida. con fines de mantenimiento de presión. Como el gas es más liviano que el aceite. que puede estar por debajo de todo el yacimiento o en parte de él. denominada acuífero. Si la producción se extrae de la parte más baja de la capa. la aceite por gas en un medio poroso. Son muchos los factores que influyen en la cantidadde la recuperación de aceite adicional que puede obtenerse por la inyección de gas. pero la presión del yacimiento disminuye rápidamente. Una de las más importantes.Fig. las propiedades de los Fig.Diferentes procesos de recuperación de hidrocarburos Empuje con gas La inyeccion de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar la recuperación de aceite y se inició a principios de 1900. como se ve en la Fig.Fig.6. posteriormente se observó que el gas inyectado. el tipo de empuje. 4 . A menudo los acuíferos se encuentran en el margen del campo. .el relieve estructural.. en formaciones de poco buzamiento. además de aumentar la energía del yacimiento. desplaza el aceite y se recupera un volumen adicional de aceite. la continuidad de la arena. y la posición estructural son variables importantes que afectan la eficiencia de la recuperación. todo el yacimiento puede ser invadido con esa agua. y hasta esta fecha es el proceso que más ha contribuido a la recuperación adicional de . pero a medida que la presión del yacimiento se reduce debido a la producción de los hidrocarburos..Fig. Tal como se observa en la Fig. RECUPERACIÓN % POES Fig. se expande y crea una invasión natural de agua en el límite 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.Recuperación de hidrocarburos por los diferentes mecanismos de producción primaria. la heterogeneidad. 6-Yacimiento con empuje de agua. Generalidades y recuento histórico Hoy en día.7. en algunos yacimientos de empuje hidráulico se pueden obtener eficiencias de recuperación del 30 al 50% del petróleo original in situ (POES). La geología del yacimiento. la inyección de agua es el principal y más conocido de los métodos EOR. 7. El agua en un acuífero está comprimida. como: las distancias entre los pozos en el yacimiento. Igualmente. Todos estos trabajos de laboratorio y de campo evaluaron exaustivamente los factores que afectan el desplazamiento de los hidrocarburos. finalmente. todavía queda en el yacimiento más del 50% del petróleo original in situ. ha sido una preocupación constante de todo el personal de campo.hidrocarburos.. se considera que.En los años treinta. profesionales y académicos desde los comienzos de la Industria. Se correlacionaron parámetros de producción que afectan el barrido tridimensional (frentes) y se generaron ecuaciones de flujo incluyendo la segregación gravitacional.Al evaluar los métodos naturales y artificiales del proceso de desplazamiento y producción de hidrocarburos se estudiaron esquemas de ubicación y condiciones. El progreso tecnológico logrado condujo a la evaluación de los efectos de la relación de movilidad de los fluidos sobre la eficiencia del barrido. Etapa 4. el gradiente rectilineo y vertical de la presión y temperatura. fue estudiado el comportamiento de caída de la presión estática .En esta etapa la investigación se concentró en problemas de la heterogeneidad de las formaciones productoras de hidrocarburos. después de una invasión con agua.El desplazamiento de los hidrocarburos por empuje de agua de los confines del yacimiento hacia los pozos. El desempeño y la aplicación de tecnologías atractivas desde el punto de vista económico en las diferentes fases de la producción de hidrocarburos son retos casi permanentes. Etapa 3. la relación gas – aceite. En esta área se desarrollaron diferentes métodos de pronóstico cuyos autores fueron: Stiles Suder y Calhoun Dyktra y Parsons Muskat. además se desarrollaron los métodos Muskat (comportamiento transitorio del flujo) . No obstante. que deben aplicarsele al concepto de eficiencia del barrido total atribuible al desplazamiento tridimensional de los fluidos.. lascaracterísticas de flujo. No se había incluido el factor tiempo y así estos estimados de reservas obtenibles adicionalmente no estaban atados a un esquema de producción. Yuster y Calhoum y. se evaluaron los efectos de la variación vertical de la permeabilidad respecto al barrido a lograrse con el agua.En esta etapa de avance tecnológico se concentraron esfuerzos para evaluar y pronosticar el comportamiento individual de los pozos inyectores y de producción. un grupo de estudiosos comenzaron a darle interpretación científica y tecnológica a la actividad de producción y fue cuando se produjeron avances significativos. Etapa 1. entre otros. Etapa 2.la relación de viscosidades. las características y propiedades de las formaciones. Gaffen y Morse Este proceso se limitó a los volúmenes de hidrocarburos que se podrían obtener por el desplazamiento con agua.. y los aspectos económicos de las fases de producción de hidrocarburos. Craig.. Después se enfocó el desrrollo hacia técnicas para calcular el espaciamiento óptimo de pozos y la evaluación de arreglos geométricos repetitivos de espaciamiento (especialmente tratándose de inyectores y productores). cuando existen casos excepcionales con recuperaciones casi nulas o bien recuperaciones máximas hasta de un 60%. En resumen en las Etapas 1.en los pozos inyectores al cerrarlos y continuar midiendo presiones. potencial de flujo e incluso del ritmo de explotación. en el caso más general. cuando con base en observaciones microscópicas se estableció la teoría de los canales de flujo. las interacciones roca-fluido y de la compleja geometría del medio poroso. 2 y 3 de las investigaciones se evaluaron los volúmenes adicionales que deban extraerse por el barrido ejercido por el agua. mojante y no mojante. en gran medida. 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 mojante fluyendo dentro de la fase mojante. La dificultad en su conceptualización se deriva. por agua(salmuera). en la forma de crudo y/o gas natural. Dependiendo del tipo de hidrocarburos. del carácter multifásico del flujo de fluidos residentes. o incluso en arenas no consolidadas. Estos fluidos se encuentran distribuidos en los poros microscópicos (3 a 150micrones) de rocas sedimentarias como areniscas y calizas. se encuentra almacenado en el subsuelo en trampas geológicas del tipo estructural y estratigráfico. En estas condiciones es posible recuperar entre un 5 y 20% del volumen original de hidrocarburos descubiertos. gas y aceite. Mecanismos de recuperación de petróleo El petróleo. Aunque esta suposición condujo a muchos de los desarrollos sobre permeabilidades relativas. durante la producción primaria una o más fases fluyen hacia los pozos productores hasta que se alcanzan las condiciones de abandono. Se presumía que las dos fases. presión y temperatura de la formación. mientras que en la Etapa 4 se evaluó el tiempo requerido para producir los volúmenes pronosticados. Los mecanismos y efectos que inciden sobre el proceso de recuperación pueden ser analizados desde un punto de vista microscópico (nivel de poros) o bien macroscópico (nivel de yacimiento). a la fecha. La profundidad a la que se encuentran las formaciones productoras varía de 800 a 7000 metros. pero fue considerada errónea a partir de 1950. La recuperación de hidrocarburos de yacimientos homogéneos depende de una gran variedad de factores asociados a las propiedades de la roca y de los fluidos residentes. hacia los pozos productores son complicados. Los mecanismos que controlan el desplazamiento de hidrocarburos y agua en un yacimiento. pero sin entrar en contacto con la roca. Mecanismos de recuperación de petróleo en yacimientos homogéneos En un yacimiento de petróleo. Nivel Microscópico Antes de 1950. Las rocas almacenadoras son principalmente de origen sedimentario de tipo terrígeno y carbonatado con cierto grado de porosidad y permeabilidad. Por lo tanto es conveniente tratar por separado los mecanismos de recuperación en medios porosos homogéneos y medios porosos naturalmente fracturados. estas capas están separadas por sus respectivos contactos agua-aceite y aceitegas. los fluidos residentes pueden estar representados. Los efectos de segregación gravitacional generan franjas horizontales en las cuales uno de los fluidos está en mayor proporción o saturación. fluyen simultáneamente en un mismo canal de flujo o abertura porosa. . interacciones fluido-fluido y a las condiciones hidrodinámicas de flujo. En estas condiciones. y no obstante que exista potencial de flujo. Fig. a la fecha no ha sido posible desarrollar un modelo integral a nivel microscópico. Con un cambio en saturación. Los canales varían en diámetro y están limitados por interfases líquido-líquido o pr interfases sólido-líquido.. el aceite disperso se queda atrapado en el medio poroso por falta de continuidad hidráulica. existen prácticamente tres esquemas cuya repetición en tres dimensiones.que por no estar conectados en uno de sus extremos se constituyen en trampas naturales de hidrocarburos. constituyen el medio poroso. el número de canales de flujo de aceite aumenta y el correspondiente al agua disminuye. se deben considerar los siguientes factores. irregulares en forma y tamaño. El segundo esquema . interacciones sólido-fluido. los fluidos residentes de un yacimiento tienden a fluir con diferente movilidad a través de la matriz porosa hacia los pozos productores debido al potencial de flujo. gran parte del aceite se dispersa separándose del banco de aceite. Geometría del Medio Poroso: El medio poroso puede concebirse como un arreglo tridimensional de espacios vacíos.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 canales y el aceite en otra red diferente. Durante el desplazamiento. Por su complejidad. Factores que controlan la recuperación por inyección de agua y gas Al determinar la factibilidad de llevar a cabo un proceso de inyección de agua o gas en un yacimiento. sin embargo su discusión conceptual es de utilidad.8. En primer término se tienen los poros muertos.8 Distribución de los fluidos en el medio poroso En términos generales. De acuerdo con la Figura 9. conectados hidráulicamente en su gran mayoría y con ramificaciones en puntos discretos. la geometría de los canales de flujo se altera: cuando se aumenta la saturación del fluido no mojante.. Se considera que los mecanismos que controlan este proceso están fuertemente asociados a la geometría del medio poroso. como se observa en la Fig. el último esquema se deriva del acoplamiento de dos poros paralelos. son estos tres esquemas o heterogeneidades de la geometría porosa los que conjuntamente con las fuerzas capilares.de diferente tamaño.surge de las variaciones longitudinales en el tamaño de los poros que producen estrangulamientos convergentes-divergentes. 9. pues su estructura y estratigrafía controlan la . Fig. es determinar su geometría. Configuración conceptual de un medio poroso Uno de los primeros pasos al recabar la información de un yacimiento para un estudio de inyección. En síntesis. Finalmente. al pasar el aceite o gas por estos estrangulamientos (3 a20 micrones) y en presencia de agua (móvi1 o inmóvil) se presentan deformaciones extremas que dispersan los hidrocarburos quedando atrapados por efectos capilares. mientras que en el otro se queden atrapados. de alguna manera definen la movilidad (permeabilidad y viscosidad) y el valor del aceite residual en yacimientos homogéneos. los efectos dispares en la movilidad y presión capilar provocan que uno de los poros se vacíe más rápidamente de hidrocarburos. At.Fluido La presencia de una fase sólida(pared de los poros) y dos o más fases fluidas (agua. Los fenómenos más comunes son: Mojabilidad. Una medida de la humectabilidad es el ángulo de contacto. Өc. la superficie sólida es la roca y los fluidos son: agua. en yacimientos de aceite.. Interacciones Roca. medido a través del agua. dinas/cm = Energía interfacial entre el sólido y el agua. ow y Өc . dinas/cm = Tensión interfacial entre el aceite y el agua. En general. puede producir mejores eficiencias de barrido areal que una inyección en un patrón de línea directa. La existencia de zonas con altos relieves sugieren la posibilidad de un programa de inyección de gas. en presencia de altas permeabilidades. la adaptación de una invasión periférica. La estructura es el principal factor que gobierna la segregación gravitacional. grados. La forma del yacimiento y la presencia o no de una capa de gas también influenciará esta decisión. Өc La ecuación anterior representa el balance de fuerzas que actúan en el punto de contacto de los dos fluidos con la superficie sólida. Si existe una estructura apropiada y la saturación de aceite justifica un proceso de inyección de agua.10. tal como se muestra en la Fig. os y ws no se pueden medir directamente. Se considera que la superficie sólida es preferencialmente mojable por dicha fase. aceite y gas. Así en el caso de yacimientos. Mojabilidad La humectabilidad o mojabilidad es una propiedad importante debido a que afecta al comportamiento capilar y el desplazamiento de los fluidos en las rocas 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. Cuando dos fluidos inmiscibles son puestos en contacto con una superficie sólida. puede reducir la saturación de aceite a un valor al cual no resulta económica la aplicación de la inyección de agua. una de las fases es atraída preferencialmente hacia la superficie. Adsorción y el Intercambio Iónico Matriz-Fluido. dinas/cm = Ángulo de contacto aceite-sólido-agua. el cual se relaciona con las energías de superficie. lo cual genera una tensión de adhesión.localización de los pozos y en gran medida determinan los métodos por los cuales el yacimiento puede ser producido a través de prácticas de inyección de agua o de gas. sin embargo pueden determinarse independientemente en el laboratorio. Así. por medio de la siguiente ecuación: At = donde: os ws ow os – ws = ow cosӨc = Energía interfacial entre el sólido y el aceite.gas y aceite) producen fenómenos de superficie que influyen sobre el proceso de recuperación de petróleo. la recuperación por segregación gravitacional. Si Ates negativa.Fuerzas interfaciales entre dos fluidos inmiscibles y un sólido FIG. 10. indica que el líquido más denso (agua) moja preferencialmente la superficie sólida y Өc<90°. Además.de la siguiente manera: Fig. ws< os. SiAtes cero. 11. indica que el líquido menos denso moja preferencialmente la superficie sólida y Өc>90°.BALANCE DE FUERZAS DE FLUIDOS INMISCIBLES DURANTE EL FENÓMENO DE MOJABILIDAD Si At es positiva.. indica que ambas fases tienen igual afinidad por la superficie sólida y Өc=90°.Tal como se observa en la Fig. . os< ws. el ángulo de contacto se usa como una medida cualitativa de la mojabilidad. Además. 11. respectivamente. y del orden del 70 % para el caso de una mojabilidad preferencial por aceite.Mojabilidad en sistemas roca-sólido De lo anterior puede inferirse que el ángulo de contacto además de ser una medida de la mojabilidad de una superficie sólida.12. En sintesis. se dirá que la muestra es mojada por aceite. De acuerdo con la velocidad con que sea succionada el agua. Factores que pueden ser afectados por la mojabilidad La localización y la saturación de agua irreductible La distribución de los fluidos en el yacimiento. En general. En el primer caso el ángulo de contacto es próximo a cero.Un experimento muy simple para determinar la mojabilidad del agua consiste en colocar una gota de agua en una muestra de roca seca. Una indicación cuantitativa de la mojabilidad puede obtenerse por medio de diferentes métodos. que la roca es mojada por agua fuertemente o debilmente. entre los cuales los descritos por Bobek y col. la mojabilidad es también una función de la fase inicialmente presente en la roca. Los sistemas de mojabilidad intermedia presentan ángulos del orden de los 90 grados. 1utitas y dematerial orgánico en la matriz porosa inducen una mojabilidad preferente por aceite. o poco a poco. La mojabilidad tiene una gran incidencia sobre el proceso de recuperación de petróleo. y Amott son de los más confiables y se basan en el desplazamiento espontáneo de una fase debilmente mojante o no mojante de un medio poroso por imbibición de una fase humectante. si bien las areniscas y calizas son mojables. se considerará.Fig. rápidamente. En la figura 12se muestran el ejemplo de sistemas preferencialmente mojablesporagua y por aceite.. Por otra parte. agua. Para medir cuantitativamente la mojabilidad. . las resinas. la presencia de carbonatos. Si la gota permanece como un cuerpo. esto es. La mojabilidad es una función muy compleja de la composición litológica del medio poroso y de la composición de los fluidos residuales. también muestra el efecto de histéresis en el cual el ángulo depende de si la interfase aumenta o disminuye. mientras que en lossistemasmojables por aceite el ángulo es próximo a 180 grados.por agua en presencia de hidrocarburos ligeros. En general se acepta que las eficiencias de recuperación final son mayores cuando la matriz porosa es preferencialmente mojable por agua. asfaltenos y compuestos polares en el crudo pesado inducen un cambio de la mojabilidad hacia el aceite durante la explotación. Afortunadamente la mayoría de los yacimientos son preferencialmente mojados por. En pruebas de desplazamiento lineal se pueden esperar valores de aceite residual entre 30 y 40 % para sistemas mojables por agua. la localización del aceite y del agua en el espacio poroso El valor y la localización del aceite residual El mecanismo de desplazamiento. se relaciona la pendiente de la gráfica de volumen de la fase no mojante desplazada vs tiempo. se pueden construir mapas de disribución de porosidades que serán areal o volumétricamente para dar una porosidad total. puede variar desde 2 hasta 11 % debido a fracturas.. En algunos sistemas complejos. Por tanto la recuperación total de hidrocrburos de un yacimiento es una función directa de la porosidad. la porosidad. como en limolitas y dolomías. la permeabilidad y el contenido de arcilla son factores litológicos que afectan la invasión. es razonable tomar el promedio aritmético de las medidas de porosidad de un núcleo de arena. Para establecer el promedio de porosidad. 13. Si existen suficientes datos.Distribución de porosidad para un yacimiento típico La mejor forma de medir este parámetro tan importante ha sido a través de mediciones de laboratorio en muestras de núcleos. Esta propiedad de la roca es muy variable: algunas veces oscila desde 10 hasta 35 % en una zona individual. como por ejemplo las porosidades creadas por fracturas. otras. Varios registros de pozos producen buenas medidas de porosidad como: elregistro eléctrico o de inducción. De hecho. registro de neutrones y el perfil sónico. Por otra parte se ejercerá una pequeña influencia sobre la porosidad de la matriz. Fig. tendrán suficiente permeabilidad para hacer efectivas las operaciones de inyección de agua.Litología La litología tiene una influencia en la eficiencia de la inyección de agua o de gas en un yacimiento en particular. entre otros. .13. puede ir desde 15 hasta 35 %. ya que ésta determina la cantidad de aceite y gas presente para cualquier porcentaje de saturación de hidrocarburos dado. similar al presentado en la Fig. Porosidad Se define la porosidad como parte del volumen total de roca compuesta por poros intercomunicados. micro-log. una pequeña porción de la porosidad total. y en rocas llenas de agujeros como panels de abejas y porosidades cavernosas. La evaluación de estos efectos requiere de estudios de laboratorio y de un estudio detallado del yacimiento y también pueden hacerse mediante pruebas piloto experimentales. Permeabilidad de la roca completamente saturada por un fluido.Si sus poros no están interconectados. al entrar en contacto los poros mojables por agua con crudo fluyente. el tamaño. como porosidad. Si la matriz porosa es soluble. por consiguiente.Permeabilidad de la roca a un fluido cuando la roca está saturada sólo parcialmente con ese fluido. Estas propiedades son de dos tipos principales: 1). iniciándose un proceso de intercambio iónico matriz-agua por transferencia de masa. Intercambio Iónico Cuando elagua.. se pone en contacto con las paredes de los poros se rompe el equilibrio químico. incrementándose la permeabilidad del medio. el proceso de adsorción es tan fuerte que los procedimientos normales para reacondicionar núcleos de laboratorio no logran restablecer la mojabilidad original. En ocasiones. Propiedades combinadas de la roca y los fluidos.Propiedades de la roca propiamente dicha. Permeabilidad relativa. la distribución de los mismos de acuerdo con el tamaño y el grado de cementación y consolidación. en rocas que contienen crudos pesados. en la matriz existen compuestos fácilmente hidratables (1utitas) el resultado puede ser una reducción drástica de la porosidad y permeabilidad del medio poroso. la presión de sobrecarga.Los factores que afectan la permeabilidad son los mismos que afectan la porosidad efectiva. Por otra parte. Un requisito para entender el comportamiento de la inyección de agua es el comocimiento de las propiedades básicas de la roca del yacimiento. la empaquetadura y la forma de los granos.La unidad de permeabilidad es el darcy. En principio. permeabilidad. Permeabilidad efectiva. Permeabilidad La permeabilidad k. se producirá un aumento en el tamaño de los poros e incluso la creación de cavernas. distribución del tamaño de los poros y área de su superficie y 2). es decir. no existe permeabilidad. o bien.. si se precipitan sólidos en el agua fluyente en los poros. con una composición diferente de la inicial. como características de presión capilar (estática) y de permeabilidad relativa (al flujo). .Adsorción El aceite crudo es una mezcla compleja de hidrocarburos que contiene compuestos que pueden alterar la mojabilidad al fluir por un medio poroso de saturación variable. las paredes pueden adsorber compuestos que cambian su mojabilidad hacia el aceite con las consecuencias ya mencionadas anteriormente.Relación de la permeabilidad efectiva con respecto a algún valor base. es de esperar que exista una relación entre la permeabilidad de un medio y la porosidad efectiva. 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. Por tanto se establecen algunas definiciones básicas: Permeabilidad absoluta.. La magnitud de la permeabilidad de un yacimiento controla en un alto grado. apartir de las observaciones de los afloramientos de la formación y de registros de producción. dividida entre una cierta permeabilidad base. el agua inyectada alcanzará la ruptura demasiado pronto. combina los efectos del barrido areal y del barrido vertical. por tanto la permeabilidad relativa del fluido que moja la superficie. en la determinación de la factibilidad de inyección de agua en un yacimiento.Quizas el sistema más sencillo propuesto hasta la fecha es el descrito por Johnson et al 9 que se denomina “prueba de pulsos”. b). durante la imbibición que durante el drene. es necesario conocer: a).Para ello utilizaron varios procesos de solución como modelos matemáticos.y demostraron procedimientos para determinar la dirección y el grado de la permeabilidad direccional.(siendo similar a la de la presión capilar) durante el drene y la imbibición en función de la saturación del fluido que moja.La permeabilidad absoluta al aire.Asímismo la permeabilidad relativa se definió anteriormente como la permeabilidad efectiva a un fluido específico. Varios estudiosos como Kruger2 (1961). sin haber barrido el aceite en los estratos de baja permeabilidad. Groult et al8 propusieron técnicas para describir las heterogeneidades lateral y vertical. y otros retomaron el concepto de la variación de la permeabilidad en el sentido lateral que presentan los yacimientos productores de hidrocarburos y la relevancia que tiene este factor en ellos. y 3). La Fig. las permeabilidades del fluido que moja coinciden con las obtenidas durante el drene a la máxima saturación de la fase que moja (saturación correspondiente a una permeabilidad al aceite de cero).La permeabilidad al aceite a la saturación del agua congénita del yacimiento. Por lo tanto. también consideraron los datos de presión de los pozos circundantes y las permeabilidades de núcleos.Sin ambargo.0 o de 100%. También en el caso de las características de la permeabilidad relativa se presenta el efecto de una histéresis.Así durante la imbibición.Esto se observa en sistemas con una marcada mojabilidad prefente. Arnold6 y Greenkorn et al7. ésta última es la más utilizada. . 14.2).Si existen grandes variaciones de permeabilidad en estratos individuales y si éstos mantienen su continudad sobre áreas extensas. por lo que la permeabilidad relativa al aceite a la saturación de agua congénita es de 1. el fluido que no moja tiene una permeabilidad relativa más baja a cualquier saturación. cálculos numéricos. entre menos heterogénea sea esa propiedad. Generalmente se utilizan tres diferentes permeabilidades base: 1). aunque a veces este hecho está enmascarado por el efecto de las diferentes técnicas de terminación de pozos. solamente es función de su propia saturación. el gasto de inyección de agua que se puede mantener en un pozo inyector para una determinada presión en la cara de la arena. La máxima presión de inyección tomando en cuenta la profundidad del yacimiento. La relación entre gasto y espaciamiento a partir de datos de presión-permeabilidad. muestra el efecto de la distribución de permeabilidad sobre la inyección de agua. El grado de variación de permeabilidad ha recibido mucha atención en los últimos años.La permeabilidad absoluta al agua. mayor éxito se obtendrá en un programa de inyección de agua.Otro concepto denominado “conformancia” introducido por Patton21(1947) es la falta de uniformidad de los yacimientos y que representa la parte del yacimiento con la que hace contacto el fluido inyectado y como tal. pues determina la cantidad de agua que es necesario utilizar. Esto permite determinar rápidamente los pozos adicionales que deben perforarse para cumplir con el programa. Si el cuerpo del yacimiento está dividido en estratos separados por lutitas o rocas densas. la continuidad es de interés primordial. al determinar la factibilidad de aplicar la inyección de agua o de gas en un yacimiento. Todas estas situaciones deben ser consideradas en la determinación del espaciamiento de los pozos. También.-15. en los patrones de invasión y en la estimación del volumen del yacimiento que estará afectado durante el programa de inyección. 14. Como el flujo del fluido en el yacimiento es esencialmente en la dirección de los planos de estratificación. . Fig. el estudio de una sección transversal de un horizonte productor podría indicar si los estratos individuales tienen tendencia a reducirse en distancias laterales relativamente cortas o si está presente una arena uniforme.Efecto de la distribución de permeabilidad sobre la inyección de agua (según Archer y Wall) Continuidad de las propiedades de la roca Es muy importante tener en cuenta la continuidad de las propiedades de la roca en relación con la permeabilidad y la continuidad vertical. a partir de núcleos se puede tener evidencias de estratificaciones cruzadas y de fracturamiento.Fig. da lugar a que se presenten interacciones fluido-fluido como capilaridad. influye con su saturación. Si se considera un tubo capilar como modelo de un poro y que el sistema es preferencialmente mojable por agua.15 Sección estratigráfica de un yacimiento. Estos efectos se discuten a continuación.w-g o g-o) es forzada a asumir pequeños radios de curvatura. distribución y desplazamiento. se deben al carácter multifásico del flujo de fluidos. surgen efectos capilares que se traducen en una resistencia a la deformación.. durante la recuperación de petróleo de losyacimientos. La presencia de interfases. Efectos Capilares Las fuerzas capilares están denominadas como la Tensión superficial e interfacial. la energía de superficie relacionada con las interfases de los fluidos. la diferencia de presiones entre la fase aceite y la fase acuosa estará dada por la ecuación de Laplace: . Figura 16. Interacciones Fluido-Fluido Gran parte de las complicaciones que se presentan. Cuando unainterfase(w-o. el reducido tamaño de los poros irregulares y las variaciones de presión a una temperatura dada. Lo anterior se traduce en una diferencia de presiones entre la fase mojante y no mojante. arrastre viscoso y dispersión del banco de aceite. como es el caso del medio poroso(5 a 80 micrones) de un yacimiento.Fig. las cuales se producen cuando dos fases inmiscibles coexisten en un medio poroso. En principio. y r es el radio de curvatura. de acuerdo a la ecuación de Laplace la diferencia de presiones agua-aceite estará dada por: donderf y rt son los radios frontal y trasero de una gota de aceite en las proximidades de un estrangulamiento en un poro. si por el contrario es mojable . como en el caso de un poroconvergente-divergente. Por otra parte. es la fuerzaque retiene atrapado el aceite residual oel aceite disperso en la parte posterior del contacto agua-aceite. Esta presión capilar Pc. si el valor de movilidad M es mayor a 1 se promueven efectos de digitización o resbalamiento viscoso con el efecto global de que el agua o gas son producidos preferentemente al aceite. si el área de flujo del capilar es variable. son la presiones en la fase aceite y fase acuosa respectivamente. Este fenómeno es probablemente uno de los que mayor incidencia tienen sobre los valores del aceite residual.donde Po y Pw. Fig. 16Modelo de un poro con paredes mojables por agua Efectos Viscosos de Arrastre Durante el desplazamiento multafásico en un medio poroso. los fluidos residentes (agua. Owoes la tensión interfacial agua-aceite. los fluidos menos viscosos tienden a desplazarse más fácilmente ante las diferentes opciones de flujo en poros conectados. aceite) se mueven a diferente velocidad hacia pozos productores. si la roca es mojable por aceite el agua fluye fácilmente por el centro de los poros.gas. Por otra parte. por agua.Para una geometría del medio poroso dada (ángulo entre paredes. mientras que el crudo ocupa la porción central B."diámetro"deporo. FuerzasViscosas 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. De acuerdo con la Ley de Stokes. A. . mientras que u y v son la viscosidad y velocidad del fluido desplazarte. En síntesis los fluidos lentos o dispersos tienden a ser arrastrados por los fluidos de mayor movilidad. El agua fluye a través de los canales triangulares en las esquinasde los poros. esta fluye por las esquinas de los poros con cierta dificultad al contar con menor área de flujo. Figura -17. las fuerzas viscosas de arrastre están dadas por: Fv= C * r * u * v C es una constante. no sólo las fuerzas viscosas de arrastre. Con esta suposición. Una de las aproximaciones más simples utilizada para calcular dichas fuerzas considera que el medio poroso esta formado por un conjunto de tubos capilares paralelos.el área de flujo paraelagua estádeterminada por un balance entre fuerzas capilaresyla presión. sino se mejoran las posibilidades de una mayor recuperación de petróleo al obtenerse un valor más favorable de movilidad M. De esta relación se infiere que aumentando la viscosidad y/o velocidad del fluido desplazante(agua) se aumentan. Las fuerzas viscosas tambíén pueden expresarse en términos de la ley de Darcy. la caída de presión para flujo laminar a través de un solo tubo estará dada por la ley de Poiseuille. r es el radio del poro. "diámetro" deestrangulamiento). Las condiciones hidrodinámicas del flujo de estas fases a través del medio poroso y por lo tanto la recuperación de petróleo. aun cuando la naturaleza exacta de los mecanismos controlantes no se conocen con exactitud. las fuerzas viscosas de arrastre y por los efectos de dispersión del aceite. cuya matriz porosa es mojable por agua. se considera que la dispersión del aceite es el resultado de las pronunciadas de formaciones a que son sujetas a las interfases agua-aceite o gas-aceite. el aceite se separa del banco de petróleo en forma de glóbulos o gotas y es rebasado por fluidos de mayor movilidad. pero sólo una de ellas fluye. se le considera como responsable de que parte del aceite se quede atrapado en forma de glóbulos o gotas en el medio poroso. . se muestra un esquema del desplazamiento agua-aceite en un yacimiento. Este fenómeno debe iniciarse en la línea de contactoa gua-aceite a través de un proceso de dispersión (inestabilidad hidrodinámica de la interfase agua-aceite). son controladas por las fuerzas capilares. en los estrangulamientos o poros convergentes-divergentes. y por efectos de mojabilidad. Para el caso de agua-aceite. Condiciones Hidrodinámicas de Flujo En general. el banco de aceite se desplaza en presencia de agua irreductible. En estas condiciones. ocupados por dos o más fases simultáneamente.Fig. De acuerdo a este esquema. En la Figura 18. Si la saturación de agua es superior a la irreductible. Este efecto requiere de mayor investigación. en las esquinas de las paredes de los poros se tienen canales triangulares con agua. en el contacto aguaaceite o gas-aceite. El aceite residual es el resultado de la separación de porciones de crudo del banco de aceite. en las zonas del banco de aceite y del banco de agua se tiene la presencia de dos fases. 17MOVILIDAD DEL ACEITE Y EL AGUA EN UN MEDIO POROSO CON PAREDES ANGULOSAS. Dispersión del Banco de Aceite El efecto de dispersión o desestabilización del banco de aceite. el centro de los poros estará ocupado por el aceite mientras que. Este efecto se relaciona directamente con el valor del aceite residual. ambas fases (agua y aceite) tenderán a fluir ante la aplicación de un gradiente de presión. En la primera zona. separados del aceite por una interfase. en una matriz mojable por agua. el banco de agua fluye en presencia de aceite residual disperso y atrapado en los poros por efectos capilares. En principio. en la segunda zona. los poros de una roca (matriz) están. Las fuerzas de arrastre dependen. velocidad del fluido desplazante. y a las intensas deformaciones de la interfase w/o al pasar por estrangulamientos de poros.. la parte delantera de los glóbulos se rompen en pequeñas gotas de aceite que pasan por el estrangulamiento. actúen favorablemente para una óptima explotación de los yacimientos. las fuerzas viscosas de arrastre.existen tres etapas previas ala captura del aceite disperso: 1. Algunos parámetros inherentes a éstos mecanismos. El proceso continúa mientras las fuerzas viscosas de arrastre del agua sobre los glóbulos sean mayores que las fuerzas capilares que tienden a retenerla. Eventualmente las fuerzas de arrastre se igualan a las fuerzas capilares. Sin embargo. la recuperación de petróleo se incrementará al aumentar las fuerzas viscosas de arrastre y al disminuir las fuerzas capilares y la dispersión del aceite. Disgregación del Banco de Aceite. ésta intentará por arrastre pasar los estrangulamientos. Bajo ésta conceptualización.Debido a las fuerzas viscosas de arrastre del agua (mayor movilidad). y miscibilidad si pueden ser modificadas para lograr que los mecanismos de recuperación de petróleo. De acuerdo con el esquema de la Figura 18.Una vez separados los glóbulos de aceite.. es muy adecuado analizar la zona de desestabi1ización o dispersión del aceite. Lo anterior es fundamentalmente el propósito de las técnicas de recuperación secundaria y mejorada. Posteriormente. el tamaño de los glóbulos de aceite disminuye con el tiempo por dispersión. saturación de agua irreductible. y por efectos de coalescencia algunas de las gotas de aceite se unen. movilidad.FIG. cesa el proceso de dispersión y los glóbulos de aceite disminuidos en tamaño se constituyen en aceite residual. del tamaño de los glóbulos. 18Desplazamiento agua-aceite en un yacimiento con matriz hidrófila. o bien se disminuye el valor de las fuerzas capilares (disminución. interacciones fluido-fluido y con las condiciones hidrodinámicas de desplazamiento. interacciones sólido-fluido. 3. Este proceso se intensifica con la velocidad de desplazamiento y al disminuir el tamaño de los estrangulamientos de los poros. composición de los fluidos residentes. fuerzas capilares y la dispersión del aceite son identificadas como los mecanismos que preponderantemente controlan la recuperación de petróleo de yacimientos homogéneos. En resumen. por lo que su magnitud tiende también a disminuir con el tiempo. porosidad y mojabí1idad no pueden ser modificadas fácilmente. Nuevamente y por efectos de inestabilidad. se puede reiniciar si se aumenta la velocidad o viscosidad del agua. algunas variables como viscosidad. tensión interfacial w-o.. Para efectos de conceptualizar más claramente el proceso de captura y movilización del petróleo en un medio poroso. En estascondiciones. de la tensión interfacial w – o). 2. El proceso de dispersión o movilización de este aceite residual. tales como geometría del medio poroso. Estos mecanismos a su vez están asociados con la geometría del medio poroso. permeabilidad de la formación. además de la velocidad y viscosidad del agua. . Dispersión y Coalescencia de los Glóbulos de Aceite. Captura de Aceite Disperso (Aceite Residual). en la parte trasera del banco de aceite se producen desprendimientos (inestabi1idad termodinámica e hidrodinámica) de grandes glóbulos de petróleo. Esta zona de dispersión se ubica en el contacto agua-aceite. por tanto ha quedado menos aceite.krg = f(Sw) Ecuaciones Auxiliares: Por su alta no-linealidad. lo cual es una ventaja en yacimientos profundos. el potencial de flujo y las condiciones de frontera requeridas se . debido a que estuvo disponible un gran volumen de gas en solución para expulsar el aceite y el factor de encogimiento fue grande. Nivel Macroscópico. b) En los yacimientos profundos. generalmente estas ecuaciones se resuelven por métodos numéricos. c) Grandes profundidades permiten utilizar mayores presiones y un espaciamiento más amplio. debiendo ser aplicadas a cada fase: LeydeDarcy: Ecuación de Continuidad: Donde: = velocidad en el poro ɸ = porosidad µ = viscosidad = densidad del fluido Sw+ So+ Sg= 1 Po .Pw = Pcwo Pg–Po=Pcgo kro. las saturaciones de aceite residual después de las operaciones primarias son más bajas que en yacimientos someros. Tradicionalmente. si el yacimiento posee un grado suficiente de uniformidad lateral. así como en el número y localización de los pozos inyectores. Estas ecuaciones tienen la siguiente forma para el caso de un medio poroso homogéneo. Parasu solución. no se pueden esperar altas recuperaciones. desde un punto de vista macroscópico se ha utilizado una combinación de la ecuación de movimiento(ley de Darcy) y el principio de conservación de masa (ecuación de Continuidad) para caracterizar el desplazamiento de uno o más f1uidos en un yacimiento.krw.Profundidad del yacimiento La profundidad del yacimiento es otro factor que debe considerarse en una invasión con agua ya que: a) Si es demasiado grande para permitir reperforar económicamente y si los pozos viejos deben ser utilizados como inyectores y productores. Estas consideraciones también influyen en la seleeción del equipo y en el diseño de planta. El elevado gradiente de presión del agua permite tener menores presiones de inyección en el cabezal del pozo que en el caso de inyección de gas. esta eficiencia de desplazamiento puede ser evaluada a partir de la Teoría de Flujo Fraccional y la Teoría de Avance Frontal. se tiene La relación y al aceite: puede expresarse en función de las permeabilidades relativas al agua ----------1 donde: fw= fracción de agua en el flujo que pasa por cualquier punto de la roca. a partir de un volumen unitario del volumen poroso del yacimiento. los otros efectos como la geometría del medio poroso. Este empuje puede ser por expansión de roca y fluidos. segregación gravitacional o empuje hidráulico. qw = gasto de flujo de agua en cm. mojabilidad. expansión de gas.3/seg. para el cual se dispone de sus propiedades petrofísicas. kw = permeabilidad efectiva al agua en darcy ko = permeabilidad efectiva al aceite en darcy kro = permeabilidad relativa al aceite μw = viscosidad del agua en cp. Por otra parte.3/seg.definen en función de los límites del yacimiento y del tipo de empuje predominante. qo = gasto de flujo de aceite en cm. se puede obtener la ecuación de flujo fraccional si el desplazamiento ocurre en un sistema horizontal (Leverett 1941): Dividiendo la ecuación entre qw. Si se considera el flujo bifásico agua-aceite a través de un medio poroso uniforme de área de flujo A y longitud L. Eficiencia de desplazamiento de aceite por agua Este concepto se refiere a la fracción del aceite inicial que puede ser desplazado por inyección de agua. el procedimiento es el siguiente: De la ley de Darcy. dispersión del aceite. aplicada a cada fase agua (w) y aceite(o). etc. En esta formulación para desplazamiento multifásíco en medios porosos. velocidad y presión capilar. ut = velocidad total del fluido (es decir= qt /A) . μo = viscosidad del aceite en cp. de los fluidos y curvas de permeabilidad relativa. las fuerzas viscosas de arrastre y fuerzas capilares son consideradas implícitamente a través de variables como viscosidad.. En principio. probablemente pueden ser asociados con los valores de permeabilidad. L Pc g = = = = gradiente de presión en la fase aceite en atm. Dicha teoría considera dos fluidos inmiscibles: deplazante y desplazado y se basa en el concepto de permeabilidades relativas y en un desplazamiento de aceite móvil con fugas.1 se simplifica a la forma: – ------------------. Entonces. como cuando ocurre un empuje natural de agua. mientras que la segunda se aplica cuando existe ángulo de buzamiento.Esta información constituye el punto de partida del método. . el término de la presión capilar de la Ecuación-1se desprecia (pero no se ignora). Todos los factores necesarios para calcular el valor de fw pueden obtenerse fácilmente excepto uno: el gradiente de presión capilar. es función exclusivamente de la saturación de agua. Esto se debe a que las características de permeabilidad relativa y de la presión capilar son función únicamente de la saturación.2) w ∝d = ángulo medido desde la horizontal hacia la dirección de flujo. Este gradiente puede expresarse como: = diferencia de densidad / agua y aceite = - o Aunque es posible determinar el valor de a partir de la curva de la presión capilar agua-aceite. en sentido contrario a las manecillas del reloj. se pueden utilizar algunas técnicas que permiten extender estos cálculos a sistemas no lineales.2 La primera ecuación es aplicable a formaciones horizontales. para un conjunto de condiciones dadas de roca. la Ecuación. Sin embargo. una inyección periférica de agua o una expansión del casquete de gas. usando el concepto de eficiencias de barrido. formación e inyección./cm. La mayor limitación de esta teoría es que se aplica a un sistema lineal. pero no es lo que sucede en muchos de los arreglos de pozos existentes en las operaciones de recuperación secundaria que no podrían simularse en una sola dimensión. Obsérvese que el flujo fraccional de agua fw. A partir de las curvas de permeabilidad relativa se pueden construir las curvas de flujo fraccional fw(Sw) y su derivada ( fw/ Sw)= f(Sw). aceleración de la gravedad (=980 cm/seg. no puede obtenerse el valor del gradiente de saturación . en grados.= gradiente de presión en la fase agua en atm. distancia medida en el sentido del movimiento presión capilar = Po– Pw= presión en la fase aceite – presión en la fase agua./cm.(1941). esto significa que existe una cantidad considerable de aceite que queda detrás del frente de invasión debido a la superficie irregular que presenta el medio poroso. TEORÍA DE DESPLAZAMIENTO DE BUCKLEY Y LEVERETT Esta teoría estudia el desplazamiento de un fluido no humectante por otro humectante o viceversa. por lo que en el uso práctico. La teoría de desplazamiento. además. En la deducción de las ecuaciones básicas sólo se considerará el desplazamiento de aceite con agua en un sistema humectado preferencialmente por el agua. supone que para que existan condiciones de equilibrio.Por último. la presión y temperatura del yacimiento también deben de permanecer constantes. además de suponer flujo lineal y contínuo de dos fases también supone la formación homogénea. con una saturación de agua connata constante a lo largo del yacimiento. La formulación matemática de la teoría desarrollada originalmente por Leverett. también se consideran constantes los gastos de inyección y el área perpendicular al flujo. Posteriormente. . permite determinar la saturación de la fase desplazante en el frente de invasión en el sistema lineal. Welge5 realizó una extensión que permite calcular la saturación promedio de la fase desplazante y la eficiencia de desplazamiento. en cuyo caso. la presión de desplazamiento debe ser mayor que la presión de burbujeo. determinó la relación que existe entre la saturación de la fase desplazante en el extremo de salida del sistema y la cantidad de agua inyectada a ese tiempo.
Report "RECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MEJORADA DE PETRÓLEO.pdf"