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Fluidos de tipo
Fluidos de tipo ley de potencia no newtonianos
Por / By : Héctor Gallardo, Fernando Samaniego, Jorge Arévalo, Carlos Avendaño y Maricarmen López.
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.
Non-Newtonian power law-type fluids
The technical study addressed the development of a pseudo-skin factor for non-Newtonian power law-type fluids.
The world’s heavy oil and bitumen reserves are estimated at between 430,000 and 650 billion barrels, respectively; why knowledge of these reservoirs is necessary to meet global energy demand in the coming decades.
Heavy oils can be classified according to their density and viscosity as: conventional heavy oils, for fluids with densities below 21 API, and viscosities between 10 and 100 cp; extra-weighted oils, which are fluid with densities between 10 and 7 API, and viscosities in a range of 100 and 10 × 103 cp; tar and bitumen, which are fluids with densities less than 7 api, and viscosities greater than 10 × 103 cp.
Este trabajo se realizó para entender y modelar los mecanismos de flujo de los fluidos de ley de potencia.
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.
As a result of training environments, heavy oils have a complex composition, which typically includes large quantities of asphalts; resins and other heavy molecules, as well as a low gas content.
In addition, they can form emulsions with water under the conditions of the deposit (Rojas, G. et al. 1977). This can cause several effects on your flow behavior, with some of them related to the existence of non-Newtonian rheologies.
This work was done to understand and model the flow mechanisms of power law fluids.
Since the literature review, it was found that, in addition to TOUGH, commercial software does not consider the use of non-Newtonian flow models. Therefore, it was necessary to expand the development of the studies.
A new speed-dependent pseudo-skin factor was developed to practically include the effects of power law; that can arise in a heavy oil well during the production stages. Its use was validated with a radial-composite well simulator.
When using the developed model, due to the change in mobility, wells that produce a pseudoplastic fluid showed stimulated flow behavior; compared to the Newtonian pressure drop solution for radial flow; while dilating fluids have shown restricted flow behavior.
During the study it was found that the effects of the power law can play an important role in production; rheological behavior can affect not only the well’s neighborhood, but also provide different viscosity profiles throughout the reservoir.
