Teoría de Buckley y Leverett: Desplazamiento de Fluidos Inmiscibles en Yacimientos

La teoría de Buckley y Leverett, que estudia el desplazamiento de un fluido no humectante por otro humectante o viceversa, fue presentada inicialmente en 1941. Sin embargo, no recibió mucha atención hasta los últimos años de la década de los cuarenta. Dicha teoría considera dos fluidos inmiscibles: desplazante y desplazado. Su desarrollo se basa en el concepto de permeabilidades relativas y en la idea de un desplazamiento tipo pistón con fugas. Esto significa que existe una cantidad considerable de petróleo que queda detrás del frente de invasión debido a la superficie irregular que presenta el medio poroso. La teoría de un desplazamiento tipo pistón es, sin duda, una simplificación en el caso de un yacimiento sujeto a un barrido lineal. Si bien es cierto que detrás del frente existe una región de flujo de dos fases, esta región es a menudo de extensión limitada y su influencia resulta insignificante, pues representa menos del 5% del volumen poroso.

Teoría de Desplazamiento o de Buckley y Leverett

Ecuación de Flujo Fraccional

Caso I: Avance Horizontal del Frente de Invasión en Yacimientos Horizontales

Caso II: Avance del Frente de Invasión Buzamiento Arriba

Caso III: Avance Vertical del Frente de Invasión

Factores que Afectan el Flujo Fraccional de Agua

1. Humectabilidad: El desplazamiento de petróleo en una roca humectada por agua es generalmente más eficiente que en una humectada por petróleo. Esto significa que la curva de flujo fraccional tiene un valor más bajo a una determinada saturación de agua.
2. Viscosidad del petróleo: Una mayor viscosidad conduce a valores más altos de F_w, por consiguiente, el desplazamiento es menor.
3. Viscosidad del agua: Si la viscosidad del agua aumenta, el flujo fraccional disminuye y el desplazamiento será mejor.
4. Tasa de inyección: En este caso, el efecto de la tasa de inyección dependerá de si el agua se mueve buzamiento arriba o abajo. El objetivo será minimizar los valores de F_w. Si el agua se mueve buzamiento abajo, será mejor inyectar a altas tasas.
5. Ángulo de buzamiento: El flujo fraccional de agua para un desplazamiento buzamiento arriba será menor que para un desplazamiento buzamiento abajo.

Inyección de Agua como Método de Recuperación Secundaria

La inyección de agua es un método de recuperación secundaria que se descubrió accidentalmente en 1870 al oeste de Pensilvania. Una fuga en una formación acuífera redujo la producción del pozo afectado, pero aumentó la producción de pozos vecinos. Hoy en día, es el principal y más conocido método convencional de recuperación secundaria de crudo. Se caracteriza por la eficacia del agua para desplazar a los hidrocarburos del medio que invade y porque aumenta rápidamente la presión del yacimiento. Se considera que después de una invasión con agua, aún queda más de un 50% del petróleo original in situ.

Tipos de Desplazamiento

• Pistón sin fuga: Ocurre cuando el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad, por lo tanto, la saturación de los fluidos desplazantes es máxima.
• Pistón con fuga: En este caso, el petróleo remanente tiene movilidad y ocurre flujo de dos fases en la zona invadida.

Desplazamiento: Es un proceso mediante el cual un fluido pasa a ocupar el lugar de otro en un medio poroso (inmiscibles). Para que exista desplazamiento, es necesario que el fluido desplazante disponga de más energía que el desplazado.

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.

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.