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Soluciones analíticas
El estudio destaca el desarrollo de dos nuevas soluciones analíticas para el estudio del flujo radial de fluidos de tipo plástico Bingham en condiciones de depósito
Por / By : Héctor Gallardo y Fernando Samaniego
Los aceites pesados poseen una composición compleja, la cual incluye normalmente grandes cantidades de asfaltenos, resinas, moléculas pesadas y bajo contenido de gas como resultado de los ambientes de formación. Esto puede hacer que los aceites pesados adquieran una reología no newtoniana en las condiciones del yacimiento.
Los ingenieros Héctor Gallardo y Fernando Samaniego llevaron a cabo el estudio para desarrollar un nuevo modelo de flujo para los fluidos plásticos de Bingham en condiciones de depósito. Para ello, realizaron una clasificación de aceites pesados según su densidad y viscosidad.
Entre ellos, destacan los aceites pesados convencionales, los cuales son fluidos con densidades inferiores a 21°API y viscosidades entre 10 y 100 cp. Asimismo, mencionan los aceites extrapesados, los cuales son fluidos con densidades entre 10 y 7°API, así como viscosidades en un rango de 100 y 10 × 103 cp., y por último los aceites de alquitrán y betún, que son fluidos con densidades inferiores a 7°API y viscosidades superiores a 10 × 103 cp.
This study highlights the development of two new analytical solutions to study the radial flow of Bingham plastic fluids in reservoir conditions
Heavy oils have a complex composition. They typically include large amounts of asphaltenes, resins, heavy molecules, and low gas content because of their formation environments. For this reason, heavy oils tend to acquire nonNewtonian rheology in reservoir conditions.
Engineers Héctor Gallardo y Fernando Samaniego conducted a study to develop a new flow model for Bingham plastic fluids in deposit conditions. To do this, they classified heavy oils according to their density and viscosity.
Among them, they mention conventional heavy oils, which are fluids with densities below 21° API and viscosities between 10 and 100 cp. Likewise,
Las pruebas de los ingenieros muestran que los programas comerciales no consideran el uso de modelos de flujo no newtonianos. Por lo tanto, proponen ampliar el desarrollo de este estudio. Para ello, desarrollaron un nuevo conjunto de variables adimensionales con la finalidad de generalizar el análisis del problema de flujo de un plástico Bingham en un depósito homogéneo.
Sus resultados implican dos nuevas soluciones analíticas para estudiar el flujo radial de un fluido de plástico Bingham. Ambos medios se producen a velocidad constante en un depósito homogéneo mediante la linealización de la ecuación de flujo fundamental para este tipo de fluidos.
El estudio mostró una mejor concordancia de los modelos desarrollados en este trabajo con los valores simulados. También dio forma a una nueva ecuación para modelar la distancia de presión-penetración en función del tiempo.
En este caso, los ingenieros consideraron que existía un estado estacionario momentáneo en la zona afectada del pozo. En sus simulaciones, comprobaron que este proceso reduce la movilidad del flujo. they mention extra-heavy oils, which are fluids with densities between 10 and 7° API, as well as viscosities in a range of 100 and 10×103 cp., and tar and bitumen oils, which are fluids with densities lower than 7° API and viscosities higher than 10 × 103 cp.
Engineers’ tests showed that commercial programs do not consider the use of non-Newtonian flow models. Therefore, they propose to expand the development of these studies. To do this, they developed a new set of dimensionless variables to generalize the analysis of the flow problem of Bingham plastic in a homogeneous tank.
Their results involve two new analytical solutions to study the radial flow of a Bingham plastic fluid. Both media are produced at a constant speed in a homogeneous reservoir by linearizing the fundamental flow equation for this type of fluids.
The study showed a better concordance of the models developed in this work with the simulated values. Engineers also formed a new equation to model pressure-penetration distance as a function of time.
In this case, the engineers considered that there was a momentary steady state in the affected area of the well. Their simulations also found that this process can reduce the mobility of the flow.
