Fluidos inmiscibles

Fluidos inmiscibles: son aquellos fluidos que no tienen la propiedad de poderse mezclar, un ejemplo de ellos seria, el agua y el aceite.

Introducción

procesos de recuperación primaria y aplicación de Balance de Materia en procesos de Recuperación Secundaria y primaria.

Procesos de recobro o de recuperación

Revisión de propiedades básicas de las rocas y fluidos para comprender el desplazamiento inmiscible

Se le llama recuperación primaria cuando se extraen los fluidos del yacimiento solamente con su propia energía (expansión del sistema, energía propia del yacimiento)

Se le llama recuperación secundaria cuando se tiene inyección de agua o de otros fluidos que ayuden para la extracción de los fluidos en el yacimiento.

EOR: Enhaced Oil Recovery; Recuperación mejorada

Recursos de recuperación primaria o mecanismos de producción primaria

(energía propia del yacimiento)

Esta grafica nos muestra los rangos de factor de recuperación que se pueden tener en un yacimiento según su presión; dependiendo de los diferentes tipos de mecanismos, los cuales se verán a continuación:

1,. Expansión de Roca fluido (agua inicial): este mecanismo anda en un rango de recuperación de entre el 1 y el 10 % con un promedio del 3%; este mecanismo es muy pobre y deja de producir en muy corto tiempo

2.- Gas en solución: El promedio de eficiencia para este mecanismo es de un 20% en un rango de 5 al 35%

3.- Empuje por capa de gas: Varia entre un 20 a un 40% con un promedio de eficiencia de 25%.

4.- Mecanismo de Empuje Hidráulico: El mejor de todos con este mecanismo se puede tener una larga vida de la producción del yacimiento su rango de eficiencia varia de un 35 a un 70% con un promedio de 50%.

Ahora les muestro un esquema de cómo funciona el Empuje Hidráulico en un yacimiento petrolífero (de manera muy general).

Muchas veces la presión en un yacimiento con empuje hidráulico puede ser constante, cuando esta conectado a un cuerpo de agua en la superficie.

Para que los mecanismos de producción primaria actúen debe existir un abatimiento de presión (reducción de presión) en el yacimiento por esta razón cuando en algún momento de la vida de un yacimiento se inicia el proceso de inyección de fluidos que mantiene parcial o totalmente la presión promedio del yacimiento se esta reemplazando un mecanismo primario por un mecanismo de Recuperación Secundaria.

La efectividad o rentabilidad de este reemplazo de mecanismos en cualquier etapa de la vida de un yacimiento determina el momento optimo en que se debe de iniciar un proceso de inyección de fluidos.

Para la inyección de fluidos en un yacimiento se debe tomar en cuenta un análisis económico y técnico.

BALANCE DE MATERIA

(Np, Gp, Wp) (1, 2, 3, 4) (Entrada de agua: We

Inyección de Agua o

Inyección de Gas)

Limitaciones de Balance de materia:

Temperatura Constante

Presión uniforme del yacimiento (comunicación)

Composición constante de hidrocarburos

Equilibrio de fases (aceite y gas)

Propiedades de los fluidos y medios porosos constantes (homogeneidad e isotropía)

m= a la relación de la capa de gas con relación a la zona de aceite.

ZONA DE ACEITE

Demostrar como se llego a esta ecuación.

Expansión del Agua Intersticial

EXPANSION DE LA FORMACION

PRODUCCION

Prod. De Hc’s= Aceite + Gas

El aceite puede ser = Aceite + Gas disuelto en el Aceite

Aceite = NpBt

b) Gas= Np (Rp - Rsi) Bg

Conociendo estos conceptos se tiene que:

Prod. De Hc´s= Np [Bo + (Rp – Rsi) Bg]

Prod. De Agua= Wp Bw

ENTRADA DE FLUIDOS AL YACIMIENTO

Los fluidos que pueden entrar o podemos meter hacia el yacimiento son los siguientes:

Agua → Wp

Gas Inyectado → GIBIG

Agua Inyectada → WIBIW

Cabe mencionar que el BIG y el BIW los da el PVT

ECUACION DE BALANCE DE MATERIA

(E.B.M.)

La Recuperación de Aceite depende de:

Propiedades físicas de la Roca

Propiedades de los fluidos (Bg, Bt, Bo, Bw, Rs)

Tipo de mecanismo presente

Ritmo de producción (Np)

Proceso de explotación (inyección de agua y/o Aceite)

INYECCION DE AGUA POR DEBAJO DEL PUNTO DE BURBUJEO

Se ha planeado la inyección de agua en un yacimiento con propiedades PVT conocidas. La intención es mantener la presión a un nivel de 2700 psi si la RGA actual del campo o RP es de 3000 scf/stb cual será el gasto de inyección de agua (qw) requerido para producir 10,000 bpd de aceite.

PVT

Presión Bo Rs Bg Bt

4000 1.2417 510 --------- 1.2417

3500 1.2480 510 --------- 1.2480

3300 1.2511 510 0.00087 1.2511

3000 1.2222 450 0.00096 1.2798

2700 1.2022 401 0.00107 1.3188

2400 1.1822 352 0.00119 1.3702

2100 1.1633 304 0.00137 1.4455

1800 1.1450 257 0.00161 1.5523

1500 1.1287 214 0.00196 1.7089

1200 1.1115 167 0.00249 1.9656

900 1.0940 122 0.00339 2.4093

600 1.0763 78 0.00519 3.3184

300 1.0583 35 0.01066 6.1218

E.B.M.

Eliminamos los términos que no tenemos y escribimos nuestra ecuación para este yacimiento.

Pero podemos eliminar también ya que como la presión es constante no hay una caída de presión (ΔP) por lo tanto tampoco hay expansión de fluidos, entonces:

0="Np" ["Bt+" ("Rp-Rsi" )"Bg" ]-W_i B_IW

Despejamos W_i B_IW para obtener el agua que se necesitara inyectar:

W_i B_IW="Np" ["Bt+" ("Rp-Rsi" )"Bg" ]

Y hacemos la sustitución:

W_i B_IW="10,000 bpd" ["+" ("Rp-Rsi" )"Bg" ]

No está terminado REVISAR!!

Ejercicio 2.- Yacimiento de Gas

Determinar el Fr del Gas y el volumen de agua que entro a un yacimiento de Gas seco con empuje hidráulico al 1 de enero de 1975; fecha en la que la presion media del yacimiento era de 2,925 psi. El yacimiento comenzó a explotarse el 1 de enero de 1972 con 10 pozos y una producción diaria de gas por pozo de 105 m3 @ C.S., la presión inicial del yacimiento es de 3290 psi y la relación de Wp/Gp es de 2x10-3

Datos Adicionales

Área 20 km2

Espesor 30 mts

Ø 10 %

Swi 30%

Sgr 35 %

Ty 90 °C

µg 0.01 cp

Bg@2925 0.0057

Bw 1.0

Bgi 0.005262

Kg 50 md

rw 11 cms

La E.B.M. para este yacimiento es:

"G" ("Bg-Bgi" )+"We=GpBg+WpBw"

q_g=〖10〗^5 "m" ^3/"dia"@ C.S. "Produccion diaria de un pozo"

q_g=〖10〗^5 "m" ^3/"dia"@ C.S. *10"pozos = 1,000,000 " "m" ^3 "/dia por los 10 pozos "

G_P="1,000,000 " "m" ^3 "/dia * " (365 "dias * 3 años" )=1.095"x" 〖10〗^9 "m" ^3

Esto será el Gas producido acumulado que se produjo por los 10 pozos en los 3 años desde que se inicio la explotación del yacimiento hasta la fecha de este análisis.

Si nos dice que la relación de Wp/Gp= 2x10-5 y conocemos Gp, podemos despejar Wp para obtener el agua producida acumulada:

"Wp= Gp*2x" 〖10〗^(-5)

"Wp= " ("1.095x" 〖10〗^9 "m" ^3 )"*" ("2x" 〖10〗^(-5) )=21900 "m" ^3

Ahora calcularemos el volumen original de gas (GBgi):

"GBgi= A*h*∅*" (1-"Swi" )

Pero como el área la tenemos en Km2 tenemos que convertirla

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