DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS INMISCIBLES
La miscibilidad para reservorios de petróleo se define como la condición física entre dos o más fluidos que les permitirá mezclarse en todas las proporciones sin la existencia de una interface. Por otro lado, si una cantidad de fluido se adiciona a otro, y si se forma dos fases fluidas, los fluidos son considerados inmiscibles y existe una tensión interfacial entre las fases.
El petróleo pesado no tiene habilidad para salir por si mismo de los poros de la roca del yacimiento en los cuales se encuentra, más bien sale por el empuje que puede generar la acumulación de un fluido inmiscible, como lo es el agua o el gas. A este proceso se le conoce como desplazamiento de fluidos inmiscibles. Generalmente los fluidos desplazantes son el gas y el agua, y el desplazado es el petróleo.
En un reservorio por empuje de agua, existe un desplazamiento gradual del petróleo por el avance del agua del acuífero que es inmiscible con el petróleo. La producción de fluidos del reservorio origina un gradiente de presión a través del contacto agua/petróleo que causa que el acuífero invada el reservorio de petróleo.
Una situación similar ocurre en un reservorio con capa de gas. A medida que se produce hidrocarburos, la presión del reservorio se reduce lo cual resulta en una expansión del volumen de la capa de gas. El resultado es el desplazamiento del petróleo por el gas inmiscible. Otros desplazamientos inmiscibles ocurren en operaciones de recuperación mejorada tal como inyección de agua o gas.
Demás esta decir que, para que exista desplazamiento es necesario que el fluido desplazante disponga de mas energía que el desplazante.
TIPOS DE DESPLAZAMIENTO
En un medio poroso el desplazamiento de dos fluidos inmiscibles puede ser dos tipos:
1. Pistón sin fugas: ocurre cuando el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad.
2. Pistón con fugas: en este caso el petróleo remanente tiene movilidad y ocurre flujo de dos fases ene la zona invadida donde la saturación de petróleo es mayor que la residual.
El petróleo pesado no tiene habilidad para salir por si mismo de los poros de la roca del yacimiento en los cuales se encuentra, más bien sale por el empuje que puede generar la acumulación de un fluido inmiscible, como lo es el agua o el gas. A este proceso se le conoce como desplazamiento de fluidos inmiscibles. Generalmente los fluidos desplazantes son el gas y el agua, y el desplazado es el petróleo.
En un reservorio por empuje de agua, existe un desplazamiento gradual del petróleo por el avance del agua del acuífero que es inmiscible con el petróleo. La producción de fluidos del reservorio origina un gradiente de presión a través del contacto agua/petróleo que causa que el acuífero invada el reservorio de petróleo.
Una situación similar ocurre en un reservorio con capa de gas. A medida que se produce hidrocarburos, la presión del reservorio se reduce lo cual resulta en una expansión del volumen de la capa de gas. El resultado es el desplazamiento del petróleo por el gas inmiscible. Otros desplazamientos inmiscibles ocurren en operaciones de recuperación mejorada tal como inyección de agua o gas.
Demás esta decir que, para que exista desplazamiento es necesario que el fluido desplazante disponga de mas energía que el desplazante.
TIPOS DE DESPLAZAMIENTO
En un medio poroso el desplazamiento de dos fluidos inmiscibles puede ser dos tipos:
1. Pistón sin fugas: ocurre cuando el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad.
2. Pistón con fugas: en este caso el petróleo remanente tiene movilidad y ocurre flujo de dos fases ene la zona invadida donde la saturación de petróleo es mayor que la residual.
La figura anterior presenta los tipos de desplazamiento, en ellos se distinguen dos fases: la fase inicial o antes de la ruptura, que es donde el fluido producido no contiene fluido desplazante; y la fase subordinada o después de la ruptura, que es donde existe producción de ambas fases (desplazada y desplazante).
MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO
El desplazamiento de un fluido por otro es un proceso de flujo continuo, ya que las saturaciones de los fluidos cambian en el transcurso del tiempo. Esto causa modificaciones en las permeabilidades relativas, en las presiones y en las viscosidades de las fases.
Cuando se tiene un yacimiento homogéneo el desplazamiento por inyección de agua se divide en las etapas que se muestran en el gráfico:
1. Condiciones iniciales
Se supone un yacimiento con presión actual menor a la de burbujeo, donde existe una fase de gas presente, la cual también se supone uniforme a través del yacimiento.
2. La invasión a un determinado tiempo
La presión del yacimiento aumenta mientras ocurre la inyección de agua, dicha presión es mayor alrededor de los pozos inyectores y declina hacia los productores. A medida que ocurre la invasión parte del petróleo se desplaza hacia adelante para formar un banco de petróleo. El banco de agua se forma detrás del de petróleo, junto con el petróleo residual.
3. Llene
Todo el gas que no está atrapado se desplaza de la porción inundada del yacimiento antes de que se produzca el petróleo, esto es conocido como llene, y es necesario que la acumulación de agua inyectada sea igual al volumen del espacio desocupado por el gas móvil en el yacimiento para que se pueda lograr el llene.
4. Ruptura
Una vez que se comienza una producción significativa de agua es signo de que se ha producido la ruptura del frente de agua en el pozo.
5. Posterior a la ruptura
Durante esta etapa aumenta la producción de agua a expensas de la de petróleo. En esta fase final de inyección, aumenta el área barrida, lo cual provee suficiente producción de petróleo para que se justifique la continuación de la inyección. El proceso finalizará cuando no sea económico. Al llegar la etapa de agotamiento de la inyección de agua, la porción inundada del yacimiento contendrá sólo petróleo residual y agua.
Bibliografía
- París, M.: Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Ediciones Astro Data S.A., Maracaibo, Venezuela, 2001.
- http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Inmiscible102.html
- http://modelaje-de-pozos.blogspot.com/2008/01/anlisis-de-simulacin-para-interaccin.html
