Recuperacion por desplazamiento

República Bolivariana de Venezuela
Ministerio del Poder Popular para la Defensa
Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada
Núcleo Delta Amacuro

(Laboratorio de Yacimiento)

Facilitador: Bachilleres:
Thaides Marcano Kevin Galante. C.I: 17.647.359
Sección “B” Ing. Gas
Semestre VI



Febrero, 2011
Marco teórico

1.- Empuje miscible: El empujemiscible es un mecanismo de recuperación terciaria del tipo no convencional no térmico, éste consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente, el resultado es la ausencia de la interface, el número capilar se hace infinito y desplazamiento es aproximadamente un 100% del petróleo en los poros si la razón de movilidad es favorable. La miscibilidad parareservorios de petróleo se define como la condición física entre dos o más fluidos que les permitirá mezclarse en todas las proporciones sin la existencia de una interface.

2.- Empuje inmiscible: El petróleo pesado no tiene habilidad para salir por si mismo de los poros de la roca del yacimiento en los cuales se encuentra, más bien sale por el empuje que puede generar la acumulación de un fluidoinmiscible, como lo es el agua o el gas. A este proceso se le conoce como desplazamiento de fluidos inmiscibles. Generalmente los fluidos desplazante son el gas y el agua, y el desplazado es el petróleo.

3.- Factor de recobro: El recobro de hidrocarburos en un yacimiento es función de muchas variables que influyen de manera significativa en la cantidad de hidrocarburo que se pueda recuperar, todose ve influenciado principalmente por la temperatura y la presión a la que se encuentra el yacimiento.

4.- La mojabilidad: Es la capacidad que tiene un líquido de extenderse y dejar una traza sobre un sólido. Depende de las interacciones intermoleculares entre las moléculas superficiales de ambas sustancias. Se puede determinar a partir del ángulo que el líquido forma en la superficie decontacto con el sólido, denominado ángulo de contacto; a menor ángulo de contacto, mayor mojabilidad. La mojabilidad está relacionada con otros efectos, como la capilaridad.

5.- Presión capilar: Es La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera. Las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria del petróleo están lossistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera.
6.- Saturación: La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido.

7.- Saturación residual: La saturación residual de una fase, generalmente expresada como Sxr, donde x corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a lasaturación de dicha fase que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento.

8.- Viscosidad dinámica: Es la fuerza tangencial por unidad de área, de los planos paralelos por una unidad de distancia, cuando el espacio que los separa está lleno con un fluido y uno de los planos se traslada con velocidad unidad en su propio plano con respecto al otro también denominadoviscosidad dinámica; coeficiente de viscosidad.
La unidad de viscosidad dinámica en el sistema internacional (SI) es el pascal segundo (Pa.s) o también newton segundo por metro cuadrado (N.s/m2), o sea kilogramo por metro segundo (kg/ms): Esta unidad se conoce también con el nombre de poiseuille (Pl) en Francia, pero debe tenerse en cuenta que no es la misma que el poise (P) descrita acontinuación:
La relación entre el pascal segundo y el centipoise es:
1Pa.s = 1 N.s/m2 = 1 kg / (m.s) = 103 cP
1cP = 10-3 Pa.s

9.- Viscosidad cinemática: Es la razón de viscosidad a densidad de masa. En el sistema internacional (SI) la unidad de viscosidad cinemática es el metro cuadrado por segundo (m2/s). La unidad CGS correspondiente es el stoke (St), con dimensiones de centímetro cuadrado...