La ingeniería de yacimientos petrolíferos

Los yacimientos no convencionales (UCR) son yacimientos que abarcan amplios volúmenes de hidrocarburos difíciles de desarrollar, esto, debido a el valor aproximado de la permeabilidad debe ser inferior a 0.1 md, mientras que el valor de la viscosidad tiende a ser mayor (2⁓5000 cP). En este tipo de yacimientos el petróleo se acumula en capas compactas provocando la no migra a gran escala y a larga distancia.

La Ley de Darcy es una generalización sobre las condiciones del flujo de agua en arenas que han sido extrapoladas a materiales y condiciones que no se siguen de su formulación original. La ley de Darcy se deriva mediante un método de promediación de volúmenes o el Principio de Homogeneización. Aunque originalmente se utilizó para la definición de un flujo de fluido monofásico únicamente, la ley de Darcy.

La ingeniería de yacimientos petrolíferos es probablemente una de las mayores beneficiarias de los principios y desarrollos producidos para el flujo a través de medios porosos. Esto se debe principalmente a que la medición del flujo de petróleo, gas y agua, así como la producción, y la evaluación de la recuperación primaria y secundaria de petróleo y la dinámica de los yacimientos se centran en la física del flujo multifásico en los yacimientos.

La ecuación de Forchheimer se construyó para caracterizar el flujo de fluidos tanto a macroescala como a microescala. En el método a microescala, una colección de tubos capilares dispuestos en serie o en paralelo refleja un medio poroso y se utilizan técnicas básicas de solución analítica. La ecuación de Forchheimer para el flujo de fluidos a macroescala a escala del continuo se desarrolla a partir de la ecuación de Navier-Stokes para la configuración de esferas con diferentes diámetros para el medio isótropo homogéneo demostrando que el flujo pasa por el régimen de Darcy, un régimen de transición y un régimen de inercia fuerte para los medios porosos bidimensionales, mientras que para los medios porosos tridimensionales existe un régimen de transición sustancialmente reducido.

La difusión es un mecanismo que contribuye al desplazamiento (Salama et al. 2017). Desafortunadamente, las fuerzas de difusión han sido ignoradas al modelar el flujo de fluidos en medios porosos con la creencia de que el transporte viscoso es el controlador predominante. Esta presunción ha sido cuestionada por varios investigadores, pero nunca ha producido un modelo alternativo real. Con la intrusión de los yacimientos no convencionales (UCR), no se puede pasar por alto el papel de las fuerzas de difusión en medios tan herméticos. Este trabajo introduce un nuevo modelo de flujo integral adecuado para los UCRs estrechos que incluye fuerzas de difusión, viscosas y de inercia.

Para la creación de este modelo se tomaron en cuenta consideraciones y suposiciones como el flujo lineal monofásico, las propiedades de formación constantes (k, h, φ), propiedades constantes del fluido (µ, B, c) y fluidos ligeramente comprimibles con compresibilidad constante. No se toma en cuenta los efectos de la gravedad. Para este modelo además de utilizar la fuerza viscosa de Darcy y la fuerza inercial, se utiliza un nuevo término que representa la fuerza de difusión en los medios porosos. Se desarrolló la nueva ecuación de difusividad en base a una mezcla de términos de Darcy, Forchheimer y un término de difusión.

Se ha modelado numéricamente el movimiento de los fluidos en yacimientos no convencionales, permitiendo así la creación de un modelo multifásico que contiene dos componentes principales: agua y petróleo.

 Para petróleo:

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Para agua:

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Se creó un medio unidimensional homogéneo asumiendo límites finitos y una sola fase, donde se modelan las ecuaciones de Darcy, Forchheimer y la recién desarrollada. Utilizando diferencias finitas, las ecuaciones diferenciales parciales se transformaron en ecuaciones algebraicas y se seleccionaron las condiciones iniciales y de contorno adecuadas. Además, se seleccionaron adecuadamente las características y los rasgos del yacimiento para garantizar que los valores utilizados representen adecuadamente el yacimiento en términos de propiedades de la roca y del líquido. Se realizó un estudio exhaustivo para garantizar la validez del modelo para describir el comportamiento del flujo en un yacimiento no convencional y se realizaron comparaciones con resultados anteriores. También podemos decir que el estudio se realiza en dos etapas, se plantea un modelo numérico el cual muestra los perfiles de presión y velocidad del permeámetro, y se establece un análisis experimental para caracterizar el permeámetro tomando en cuenta ciertos tipos de supuesto modelos numéricos y esto adoptados para modelos de flujo de fluidos en medios porosos.

El medio poroso es saturado por el fluido, es decir, la saturación con respecto a un fluido se define cuando el fluido desplaza todo el aire que se encuentra en el medio poroso. El fluido es incompresible, ya que su densidad permanece aproximadamente constante a lo largo de todo el flujo. La masa del fluido se conserva, sin embargo, no sufre deformación por esfuerzos cortantes en toda su trayectoria.

Las fuerzas de difusión han sido ignoradas al modelar el flujo de fluidos en medios porosos con la creencia consentida de que el transporte viscoso es el controlador predominante. Este trabajo introduce un nuevo modelo de flujo integral adecuado para UCRs estrechos que incluye fuerzas viscosas, de inercia y de difusión para dar cuenta del transporte de fluidos en las tres escalas. Se ha derivado matemáticamente un nuevo modelo que aborda el flujo radial multifásico 1-D en UCRs estrechas y se ha resuelto numéricamente, probado y verificado con casos reales utilizando el software MATLAB. Los resultados obtenidos de la ecuación lineal monofásica, muestran que, al llegar al estado estable, el numero total de tiempo en la distribución de la presión es menor que al de la distribución de la concentración.  

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