El estudio abordó el desarrollo de dos nuevas soluciones analíticas para el estudio del flujo radial de fluidos de tipo plástico Bingham en condiciones de yacimiento.
Como resultado de los ambientes de formación, los aceites pesados poseen una composición compleja; que normalmente incluye grandes cantidades de asfaltenos, resinas, moléculas pesadas y bajo contenido de gas.
Esto puede hacer que los aceites pesados adquieran una reología no newtoniana en las condiciones del yacimiento. El trabajo se llevó a cabo para desarrollar un nuevo modelo de flujo para los fluidos plásticos de Bingham en condiciones de depósito.
Los aceites pesados se clasifican 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.; y como aceites de alquitrán y betún, que son fluidos con densidades inferiores a 7 °API, y viscosidades superiores a 10 × 103 cp.
Te puede interesar: Metodología de Caracterización Dinámica para un YNF
Las pruebas mostraron que los programas comerciales no consideran el uso de modelos de flujo no newtonianos. Por lo tanto, se debe ampliar el desarrollo de los estudios.
Se desarrolló un nuevo conjunto de variables adimensionales para generalizar el análisis del problema de flujo de un plástico Bingham en un depósito homogéneo.
Los resultados dejaron dos nuevas soluciones analíticas para estudiar el flujo radial de un fluido de plástico Bingham, producido a velocidad constante en un depósito homogéneo; mediante la linealización de la ecuación de flujo fundamental para este tipo de fluidos.
En general, se observó una mejor concordancia de los modelos desarrollados en este trabajo con los valores simulados. Se conformó una nueva ecuación para modelar la distancia de presión-penetración en función del tiempo.
Para ello se consideró que existía un estado estacionario momentáneo en la zona afectada del pozo. Se vio en las simulaciones que la movilidad del flujo se reduce.
Los ingenieros Héctor Gallardo y Fernando Samaniego presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
