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Fluidos de tipo ley de potencia no newtonianos

Fluidos de tipo ley de potencia no newtonianos

El estudio técnico abordó el desarrollo de un factor de pseudo-piel para fluidos de tipo ley de potencia no newtonianos.

Las reservas de petróleo pesado y bitumen en el mundo se estiman entre 430,000 y 650,000 millones de barriles, respectivamente; razón por la cual el conocimiento de estos reservorios es necesario para satisfacer la demanda energética mundial en las próximas décadas.

Los petróleos pesados se pueden clasificar según su densidad y viscosidad como: aceites pesados convencionales, para fluidos con densidades inferiores a 21 °API, y viscosidades entre 10 y 100 cp; aceites extrapesados, que son fluidos con densidades entre 10 y 7 °API, y viscosidades en un rango de 100 y 10 × 103 cp; alquitrán y bitumen, que son fluidos con densidades inferiores a 7 °API, y viscosidades superiores a 10 × 103 cp.

Como resultado de los entornos de formación, los petróleos pesados poseen una composición compleja, que normalmente incluye grandes cantidades de asfaltenos; resinas y otras moléculas pesadas, así como un bajo contenido de gas.

Además, pueden formar emulsiones con el agua en las condiciones del yacimiento (Rojas, G. et al. 1977). Esto puede provocar varios efectos en su comportamiento de flujo, estando algunos de ellos relacionados con la existencia de reologías no newtonianas.

Este trabajo se realizó para entender y modelar los mecanismos de flujo de los fluidos de ley de potencia.

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A partir de la revisión de la literatura, se encontró que, además de TOUGH, el software comercial no considera el uso de modelos de flujo no newtoniano. Por lo tanto, fue necesario ampliar el desarrollo de los estudios.

Se desarrolló un nuevo factor de pseudo-piel dependiente de la velocidad para incluir de forma práctica los efectos de ley de potencia; que pueden surgir en un pozo de petróleo pesado durante las etapas de producción. Su uso se validó con un simulador de pozos radial-compuesto.

Al utilizar el modelo desarrollado, debido al cambio en las movilidades, los pozos que producen un fluido de tipo pseudoplástico mostraron un comportamiento de flujo estimulado; en comparación con la solución de caída de presión newtoniana para el flujo radial; mientras que los fluidos de tipo dilatante han mostrado un comportamiento de flujo restringido.

Durante el estudio se comprobó que los efectos de la ley de potencia pueden desempeñar un papel importante en la producción; ya que el comportamiento reológico puede afectar no sólo a la vecindad del pozo, sino también proporcionar diferentes perfiles de viscosidad a lo largo del yacimiento.

Los ingenieros Héctor Gallardo, Fernando Samaniego, Jorge Arévalo, Carlos Avendaño y Maricarmen López presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo.

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