Fundamentos de la Recuperación de Hidrocarburos y Propiedades de los Fluidos en Yacimientos

Etapas de Recuperación de Hidrocarburos

En la industria petrolera, la extracción de fluidos se divide en tres fases principales:

• Recuperación primaria
• Recuperación secundaria
• Recuperación terciaria (también conocida como EOR - Enhanced Oil Recovery)

Conceptos Fundamentales de Interacción de Fluidos

Tensión Interfacial

Cuando dos fluidos son miscibles, pueden mezclarse en su totalidad y, por lo tanto, no hay tensión interfacial. Por el contrario, dos fluidos inmiscibles no pueden mezclarse; por lo tanto, existe una interfaz y esta, a su vez, genera una tensión interfacial, que es la que evita que se mezclen.

Tensión Superficial

Las moléculas del interior de un líquido están sometidas a fuerzas que interaccionan en todas las direcciones, mientras que las de la superficie solo tienen tres componentes de fuerzas debido a que existe una presión diferencial con el aire. La tensión superficial está asociada a la cantidad de energía necesaria para aumentar esa superficie por unidad de área.

Ciclo de Vida y Explotación del Yacimiento

Etapas de Vida del Yacimiento

El proceso integral de un campo petrolero comprende las siguientes fases:

1. Descubrimiento
2. Delimitación
3. Desarrollo
4. Explotación (Primaria, Secundaria, Mejorada)
5. Abandono

Factor de Recuperación

El Factor de Recuperación está en función de:

• El tiempo de producción.
• Los parámetros del yacimiento.
• La etapa de explotación en que se encuentre.
• Las prácticas operativas durante la explotación.

Propiedades de Interacción Roca-Fluido

Mojabilidad

Cuando dos fases inmiscibles coexisten en contacto con un sólido, una de las fases es usualmente más atraída por la superficie de contacto en comparación con la otra fase. Los estados de mojabilidad se definen según el ángulo de contacto (θ):

• Mojado por agua: cuando 0° < θ < 75°
• Mojado por aceite: cuando 105° < θ < 180°
• Mojado neutralmente: cuando 75° < θ < 105°

Presión Capilar

Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presión también cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar.

Las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera.

Procesos de Imbibición y Drenaje

• Imbibición: Proceso donde la saturación de la fase mojante aumenta.
• Drenaje (Drene): Proceso en el cual la saturación de la fase no mojante aumenta.

Capilaridad e Histéresis

Capilaridad: Es la tendencia de un líquido a absorberse en un tubo capilar (ejemplo: la inyección de tinta de impresora).

Histéresis: La tensión interfacial y la mojabilidad pueden ser diferentes cuando la interfaz fluido-fluido está retrocediendo sobre una superficie sólida. A este fenómeno se le conoce como histéresis.

Un ángulo de contacto de avance ocurre cuando el agua avanza hacia el petróleo, y un ángulo de contacto de retroceso es cuando el petróleo avanza hacia el agua; es decir, un cambio de dirección.

Permeabilidad en Medios Porosos

La permeabilidad es la capacidad de la roca para permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados.

• Permeabilidad absoluta: Cuando el fluido satura al 100% el medio poroso.
• Permeabilidad efectiva: Cuando dos o más fluidos saturan el medio poroso.
• Permeabilidad relativa: Es la relación entre la permeabilidad efectiva y la absoluta:
  • Kro = Ko / k
  • Krw = Kw / k
  • Krg = Kg / k

Reglas Prácticas para la Caracterización de Mojabilidad