FLUJO DE FLUIDOS EN EL MEDIO POROSO

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UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NÚCLEO MONAGAS

ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO

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PROF.:                                                                                                           ESTUDIANTES:

ING. MIGUEL FLORES                                                                         NAZARETH LEZAMA

PAULA RUIZ

MATURIN, MARZO DE 2018

INTRODUCCIÓN

En la industria petrolera, la explotación eficiente de los hidrocarburos contenidos en yacimientos en el subsuelo, representa el aspecto central. Lograr extraer dichos hidrocarburos no es tarea fácil, sino que se logra a través de largos y complejos procesos, los cuales a su vez pueden ser llevados a cabo gracias a amplios trabajos de investigación. Para que esto sea posible, es necesario comprender en profundidad la manera en cómo se desplazan estos hidrocarburos para pasar del reservorio en que son hallados, hasta la superficie, donde son aprovechados para un sinfín de destinos. Este recorrido o sistema de flujo ha sido dividido en componentes para facilitar su estudio: flujo en el medio poroso, a través de los efectos de la completación, tuberías, líneas, etc., lo cual facilita en gran medida la comprensión de este proceso.

El flujo de fluidos en el medio poroso es, pues, el primero de los componentes en que se divide el sistema de producción y se refiere al tramo que va desde la ubicación inicial de los fluidos hasta la cara de la arena frente al pozo perforado. Este movimiento se ve regido por varios factores, tales como el área disponible para flujo, la viscosidad de los fluidos contenidos, la velocidad con que se mueven estos fluidos, etc.; que, si bien son características individuales, se conjugan como un todo a la hora de influir en la determinación del flujo. Para el estudio de dicho movimiento, es menester hacer referencia a Henry Darcy, cuyos experimentos en laboratorio sentaron las bases para el estudio de un fluido a través de un medio poroso, tomando en cuenta las diferencias de presión y su influencia directa sobre la velocidad con la que se movía el agua. No obstante, sus aportes quedaron cortos cuando se trataba de estudiar yacimientos de hidrocarburos, en los cuales se involucraban muchas más variables que las consideradas en aquel momento para el enunciado de su ley. De esta manera, otros investigadores realizaron estudios más específicos con un enfoque distinto: la producción de hidrocarburos obtenida en relación a los diferenciales o caídas de presión ocurridas en el medio. De esta forma, hombres como Vogel, Standing y Fetkovich desarrollaron ecuaciones que relacionaban de forma sencilla la relación entre las tasas de producción obtenidas en superficie y la presión en el fondo del pozo mientras este fluye (presión de fondo fluyente, Pwf). Así, contando con diversos datos de producción, es posible modelar y predecir el comportamiento de los fluidos a través del medio poroso, siempre y cuando se tomen en cuenta las consideraciones y limitaciones que cada uno incluye (condiciones del yacimiento, variaciones en la permeabilidad, etc.).

Finalmente, con el estudio adecuado del flujo en el medio poroso, se sientan las bases para conocer o predecir el comportamiento que tendrá el reservorio con respecto a su producción, lo que permitirá tomar las decisiones apropiadas en cuando a equipos, herramientas y acciones, que permitan desarrollar el sistema de forma segura y rentable, y drenar el yacimiento tan eficientemente como sea posible.

MARCO TEÓRICO

Flujo de fluidos en el medio poroso

El flujo de fluidos en el medio poroso ha sido objeto de estudio de muchos investigadores, quienes han desarrollado ecuaciones que permiten predecir el comportamiento de producción de un yacimiento a través de distintos parámetros o propiedades de los fluidos y del reservorio mismo, considerando características del yacimiento como presiones iniciales, saturaciones y/o número de fases fluyentes. En este sentido, se mencionarán los cinco métodos más utilizados en la industria con sus respectivas ecuaciones, así como aplicaciones y limitaciones en la práctica.

• Método de Darcy.

Qo =                 Caudal de petróleo[pic 4]

Qg =              Caudal de gas [pic 5]

Q: Caudal (BN)

K: Permeabilidad (mD)

h: Espesor de formación (pie)

Pyac: Presión de yacimiento (LPC)

Pwf: Presión de fondo fluyente (LPC)

µ: Viscosidad (cPs)

Bo: Factor volumétrico del petróleo (BY/BN)

X: Factor de forma asociado al área de drenaje y la posición del pozo

S: Daño a la formación (adi)

aq: Factor de turbulencia (adi)

Z: Factor de compresibilidad del gas (adi)

T: Temperatura (oF)

El método de Darcy considera para su desarrollo el índice de productividad (J), el cual es una relación entre la tasa de flujo y la caída de presión de un yacimiento:

J=  (BN/LPC)[pic 6]

De acuerdo al índice de productividad, los pozos pueden ser clasificados de la siguiente forma:

• Mal productor: J ≤ 0,5
• Productividad media: 0,5 < J < 1
• Buen productor: 1,0 ≤ J < 2
• Excelente productor: J > 2

Al sustituir “J” en la ecuación de Darcy para caudal de petróleo, nos queda una ecuación del índice de productividad basada en datos de fluido y del yacimiento.

J=[pic 7]

 Método gráfico para determinar “J”

El gráfico P vs Qo realizado con datos obtenidos de la ecuación de Darcy, resulta en una línea recta, cuya pendiente es el inverso negativo del índice de productividad para ese yacimiento.

[pic 8]

                                      Nota: Los valores de esta tabla son puramente ilustrativos

El método de Darcy sólo aplica para yacimientos de petróleo subsaturados (considera flujo monofásico para el cálculo de caudales y este ocurre únicamente con presiones por encima del punto de burbujeo) y pozos de gas.

• Método de Vogel

Vogel desarrolló dos ecuaciones para el cálculo de caudal: una para yacimientos saturados y otra para yacimientos inicialmente subsaturados (aunque luego alcancen presiones por debajo de la presión de burbuja). De esta forma se tiene:

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