Inyección de CO2 Resumen: El dióxido de carbono (CO2) se ha usado como método de recobro mejorado por más de cincuenta y cinco años. Datos experimentales y de campo han mostrado los procesos para trabajar, con incrementos de recobro siendo tan altos como 22 por ciento del petróleo original en sitio Existen esencialmente dos métodos de inyección de CO 2. En un tipo, el CO2 es inyectado en la periferia de un campo donde la producción ha ido decayendo largamente por medios de recobro primario y el petróleo y el CO 2 son barridos a lo largo de un frente hacia los pozos productores. productores.
En este proceso, el agua es usualmente inyectada alternativamente con el CO2 (Gas Alternado con Agua o WAG), con ello se evita tener dos problemas comunes asociados con la inyección continua de dióxido de carbono:
a) Una saliente viscosa del CO 2 a través del yacimiento y/o rebasamiento por gravedad del petróleo. b) Ambos factores reducen la eficiencia de barrido del CO 2 a través de los canales de flujo del reservorio. El otro método de recobro es el proceso Huff and Puff (Inyección Alterna). Donde el CO2 es inyectado dentro del pozo y es cerrado por dos o cuatro semanas. Más tarde, el CO2 y el petróleo son producidos de vuelta por el mismo pozo. El ciclo de producción e inyección es generalmente repetido dos a tres veces. La cantidad de incremento del petróleo recuperable de cada sucesivo tratamiento generalmente declina del realizado previamente, hasta que este ya no es viable económicamente para inyectar más CO 2.
Introducción: La base de cualquier proyecto de recobro mejorado se basa en mejorar propiedades de la roca y fluidos f luidos del yacimiento El objetivo de cualquier proceso miscible es el de incrementar el factor de recobro mediante la reducción de la saturación residual de petróleo (S ro) al valor más bajo posible. Éste depende del Número Capilar (N c), Al aumentar N c entonces Sro disminuye, esto se logra gracias ya que al mezclarse misciblemente el CO2 con el petróleo la tensión interfacial se reduce a prácticamente cero.
La presión de mínima miscibilidad es vital y se halla por tres métodos (básicos):
Burbuja ascendente: se inyecta una burbuja de gas desde el fondo de una celda y se observa cualitativamente si ésta llega al tope. Slim Tube (tubo delgado) : Se simula lo que se hace al inyectar gas al en el yacimiento. Estos experimentos de flujos usualmente constituyen la mejor técnica para determinar la miscibilidad (entre CO 2 y Petróleo). El aparato típico consiste de 40 pies (ft) de un tubo de acero inoxidable de serpentín empacado con un tamiz o malla de arena. Para cada prueba, el empaque de arena es saturado con petróleo y llevado a la temperatura y presión deseada.
El CO2 es inyectado a una velocidad no mayor de 40 ft/día hasta que 70 por ciento (%) del volumen poroso es desplazado. Después de esto, la velocidad es doblada. El efluente del Slim Tube fluye a través de un tubo de vidrio de alta presión, ahí se ve si hay una o dos fases saliendo. Para la estimulación de la producción, el proceso de inyección de CO 2 inmiscible o miscible sirve para incrementar el flujo de petróleo hacia el pozo, ya que la movilidad del petróleo se mejora.
Metodología En el método WAG de recobro mejorado El CO2 es inyectado a unas condiciones de presión y temperatura que hacen que éste sea miscible con el petróleo. Causando primero y principalmente, una disminución de la viscosidad del petróleo, permitiéndole fluir más fácilmente a través del reservorio Segundo, la inyección de CO 2 (y agua) dentro de un campo incrementa el gradiente de presión entre los pozos inyectores y productores, ocasionando que el petróleo sea empujado hacia afuera más rápidamente En los procesos de inyección continua o cíclica de CO 2, éste es inyectado a condiciones donde él es miscible con el petróleo. Aunque inmiscible, una cantidad finita de CO2 todavía se disuelve dentro del petróleo, por lo tanto este proceso también reduce la viscosidad del crudo. Sin embargo, el mecanismo primario para la inyección de CO2 cíclico es fundamentado en un incremento del volumen o barrido del petróleo que causa que éste sea forzado a salir del poro. Algunos de los modelos más recientes de Inyección de CO2 dentro del subsuelo han implicado la suposición que el CO 2 reacciona solo con el petróleo y que el agua del sistema de la roca no es afectado A pesar, tasas de producción de una temprana inyección de CO 2 proyectan sufrimientos de corrosión y escamaciones de las bombas y otros equipos. Fue entonces concluido que la inyección de CO 2 ha causado disolución de minerales carbonatados en el subsuelo y la precipitación de calcita ocurrida a medida que la
presión va decayendo durante la producción. El sistema agua-roca-petróleoCO2 son claramente no inertes (Existe desarrollo de reacciones químicas).
Fundamentos de la tecnología: Usualmente un proyecto de recobro mejorado de petróleo usando CO 2 es puesto dentro del lugar cuando la producción de petróleo ha decaído y las tasas de recobro estimados son condenadas de ser inaceptablemente bajas. El CO2 se usa como solvente que se mezcla completamente con el petróleo residual para superar las fuerzas capilares e incrementar la movilidad del petróleo. La eficiencia del desplazamiento es cerca del 100% donde el solvente contacta el petróleo y la miscibilidad ocurre.
Los desplazamientos miscibles de recobro mejorado (EOR) pueden ser subdividas como: -a) Tapón miscible, -b) gas enriquecido y gas conducido a alta presión incluyendo el CO 2. Para cada uno de estos procesos existen un rango de presiones o profundidades, temperaturas y gravedades del petróleo necesarias para alcanzar y mantener la miscibilidad. El CO2 tiene mucha menor viscosidad que el petróleo, por lo tanto la estratificación del yacimiento con desarrollo de permeabilidades verticales y horizontales contrastan fuertemente afectando la eficiencia del barrido. Una temprana irrupción, pasando por alto problemas de fingering viscous (adedamientos viscosos) han plagado muchos proyectos. El dióxido de carbono es un caso especial de recobro miscible a alta presión. Este gas es altamente soluble en el crudo, expandiendo el petróleo y reduciendo su viscosidad, mientras simultáneamente extrae los hidrocarburos livianos por vaporización. El frente desplazante de gas, enriquecido por hidrocarburos vaporizados a través de múltiples contactos, forma un tapón miscible tan largo como la presión de mínima miscibilidad (MMP) es mantenida. Ya que el CO2 puede extraer componentes más pesados , este es miscible con crudos teniendo pocos componentes de C 2 -C 6. El dióxido de carbono tiene un menor MMP que el gas natural, nitrógeno o gas de combustión y por lo tanto puede ser aplicado en pozos más someros (yacimientos que poseen una menor presión). El mayor problema con los flujos de gas miscibles para el EOR es la razón de movilidades adversas causadas por las bajas viscosidades típicas del gas inyectado en comparación con el petróleo, quizás por medio de uno o dos órdenes de magnitud.
Usos del Dióxido de Carbono: La muy alta solubilidad del dióxido de carbono en el petróleo y en menor grado en el agua permite: 1. Una larga reducción en la viscosidad del petróleo y un pequeño incremento en la viscosidad del agua. 2. Expansión del petróleo en un rango del 10 al 20 por ciento (%), dependiendo sobre su tipo de composición y presión de saturación. 3. Reducción en la densidad del petróleo. Esto disminuye el efecto de la segregación gravitacional durante la inyección de CO 2 gaseoso. 4. Una reducción de la tensión interfacial. Con CO 2 en el estado gaseoso a una presión suficientemente alta donde la miscibilidad con el petróleo pueda ser lograda. 5. Acción química sobre las rocas carbonáticas o lutíticas. Desventajas de la Inyección de CO 2: La inyección de CO2 dentro de la zona de petróleo del yacimiento puede conducir a cambios de la solubilidad de asfaltenos en el petróleo. El aumento del gas, (Gas Oil- Rate “GOR” o RGP) mediante el incremento del contenido de metano de un sistema de petróleo rutinariamente causa la precipitación de asfaltenos. Experimentalmente se determinó que la cantidad de depósitos de asfaltenos en la superficie de los granos era una función de la cantidad de asfaltenos disueltos en el petróleo inicialmente. La inyección de CO 2mezclado con petróleo conduce a la deposición de componentes de peso molecular más altos que la inyección de hidrocarburos solamente. El sitio de la deposición de asfaltenos es específico mineralógicamente con los minerales de arcilla y calcita a través de las capas orgánicas. Una de las consecuencias mayores de la inyección de CO 2 dentro de las zonas de petróleo en las rocas, es que los granos se convierten recubiertos con cubiertas bituminosas. Esto puede servir para aislar los granos de minerales de los fluidos reactivos así como a su vez resulta en que la roca empiece a incrementar su mojabilidad al petróleo a medida que la inyección de CO 2 procede. La caolinita generada es una partícula discreta de arcilla que reduce la porosidad y permeabilidad ligeramente. Tales soluciones ácidas son capaces de causar la disolución de los minerales carbonáticos (o cualquier mineral).
Descripción del proceso: La inyección de dióxido de carbono es llevado mediante cantidades largas de inyección de CO2 (15 % o más del volumen poroso de hidrocarburos) dentro del yacimiento.
Aun siendo el CO2 no miscible con el crudo éste es capaz de extraer los componentes livianos a intermedios del petróleo y si la presión es lo suficientemente alta, desarrolla miscibilidad para desplazar el crudo del reservorio y aumentar el factor de recobro considerablemente.
Mecanismos que operan: Generación Barrido
de Miscibilidad
del crudo
Disminución
de la viscosidad del petróleo
Reducción
de la tensión interfacial entre el petróleo y la fase de CO2- petróleo en la región miscible cercana.
Ventana de Aplicación: Criterio para proyectar Recobros Mejorados por CO2 miscibles en yacimientos de Petróleo. Profundidad: Debe ser lo suficientemente profundo (mayor a los 2000 pies) para permitir una adecuada presión que debe estar estimada en base a la producción óptima (presión mínima de miscibilidad), ésta se encuentra en el rango por encima de 1200 psi para un crudo de alta gravedad API (mayor a 30) a bajas temperaturas, hasta 4500 psi para los crudos pesados a mayores temperaturas. (Valores sugeridos por el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE) menor a 9800 y mayor de 2000 ft). Gravedad API: Debe ser mayor de 26°API (preferiblemente mayor de 30). Según DOE mayor de 27 hasta 30°API Viscosidad del crudo: Debe ser menor de 15 centipoise (preferiblemente menor de 10 cp).Valores del DOE menor o igual de 10 a 12cp. Composición del crudo: Altos porcentajes de hidrocarburos intermedios (C 2 -C20) especialmente C5 –C12. Saturación de crudo: Debe ser mayor del 30 por ciento del volumen poroso. Tipo de Formación: Areniscas o Carbonatos con un mínimo de fracturas y altas permeabilidades. Espesor neto: Relativamente delgado. Permeabilidad promedio: no crítico si suficientes tasas de inyección pueden ser mantenidos. (Según DOE mayor de 1 a 5 md) Datos adicionales suministrados por el DOE: Presión mayor de 1200 a 1500; [psia]. Temperatura: menor de 250 °F, pero no crítica.
Saturación de petróleo residual después de la inyección de agua, fracción del espacio poroso: mayor de 0.25 a 0.30. Limitaciones: 1.- Muy bajas viscosidades de CO2 resultan en un pobre control de la movilidad. 2.-Disponibilidad de CO2. 3.-Temprano rompimiento del CO2. 4.-Corrosión en los pozos productores. 5.-Necesidad de separar el CO2 del hidrocarburo vendible 6.- Represurización de CO2 para su reciclaje. 7.- Un alto requerimiento de CO2 por incremento de barriles producidos.
Factores Favorables para las operaciones de inyección de CO2 por ciclos alternos: 1.- Altas saturaciones de petróleo 2.- Yacimientos Profundos 3.-Máximo de 3 ciclos 4.-Altas tasas y volúmenes de inyección 5.-Intervalos de remojo de dos a cuatro semanas 6.-Soporte de presión moderada para la producción.
2. OBJETIVOS El objetivo de este trabajo es mostrar la viabilidad técnico-económica para Implementar un proyecto de recuperación mejorada EOR por medio de la Inyección de dióxido de carbono en un reservorio. Los objetivos específicos desde el punto de vista del reservorio son:
a) Restaurar y/o mejorar la presión inicial del reservorio con la finalidad de Recuperar la producción de petróleo. b) Mejorar el proceso de desplazamiento inmiscible en las zonas de Petróleo y gas. c) Mejorar el drenaje por gravitación.
4. FUNDAMENTO TEÓRICO PARA LA INYECCIÓN La técnica de recuperación mejorada de petróleo EOR (Enhanced oil Recovery) han sido utilizadas por décadas en la industria del petróleo con la finalidad de incrementar la productividad de los reservorios petrolíferos. La técnica se basa en la inyección a presión de un fluido y mezcla de fluidos (fase liquida y/o gas) al reservorio con la finalidad de recuperar o mejorar la presión inicial del reservorio creando en forma artificial las condiciones de surgencia del petróleo Que aún se encuentra atrapado.
4.1 Métodos de recuperación Mejorada de Petróleo (EOR) Los métodos más conocidos son: - Inyección de agua - Inyección de vapor - Inyección de gas natural - Inyección de gas inerte (CO2 O N2) - Combustión in situ - Inyección de polímeros - Inyección de mezcla de agua y gases
4.2 Consideraciones para definir método EOR a utilizar La decisión de utilizar uno o varios de los métodos dependerá del Conocimiento y la información geológica, petrofísica y del comportamiento De la producción que se tenga del yacimiento candidato. La información histórica obtenida del yacimiento se puede clasificar de Acuerdo con lo siguiente: Propiedades físicas Del petróleo y gas Tipo y geología Del reservorio Las propiedades de la Roca reservorio Disponibilidad del fluido para inyección Factor recuperación esperada
4.2.1 Propiedades físicas del petróleo y gas La calidad del petróleo y/o gas del reservorio es importante considerar: API Viscosidad GOR FVF del petróleo y gas
4.2.2 Tipo y Geología del Reservorio Existen reservorios que por su morfología son candidatos para aplicar La recuperación mejorada de petróleo EOR. o o o
Reservorios anticlinales Reservorios de segregación gravitacional Reservorios con capa de gas
Se debe considerar también la conductividad del reservorio a fin de Definir la ubicación de los pozos inyectores y productores. Asimismo es importante considerar el buzamiento de los estratos, Orogénesis, tipo de roca reservorio.
4.2.3 Propiedades Petrofísicas de la Roca Reservorio Las propiedades que se deben tener en cuenta son: o o o o o o o o
Saturación de agua, petróleo y gas Saturación irreducible Permeabilidad (horizontal, vertical) Porosidad Temperatura Movilidad Mojabilidad Presión (inicial, fluencia)
4.2.4 Disponibilidad del fluido para inyección La disponibilidad del fluido de inyección es un factor importante que se Debe considerar en un proyecto de recuperación mejorada del Petróleo (EOR). Los fluidos más utilizados para inyección son el agua y el gas natural. La utilización de estos dos fluidos dependerá de la disponibilidad en Volumen y calidad que se tenga en el lugar en donde esté ubicado el Yacimiento. El agua debe de ser tratada, libre de bacterias y oxígeno, y presentar Problemas de precipitaciones de sales o carbonatos y cloruros. La utilización del gas natural será de acuerdo al remanente que exista En el lugar. Se debe considerar que el gas es un subproducto que Tiene un valor comercial
4.3 Tipos de desplazamiento 4.3.1 Desplazamiento Miscible Se define la miscibilidad por el grado de solubilidad de un fluido en Otro. En los sistemas gas-liquido la miscibilidad dependerá de la similaridad Química entre los fluidos, la presión y temperatura de los sistemas. La Similaridad química implica que los hidrocarburos serán más solubles En hidrocarburos que en soluciones acuosas. En un sistema gas-líquido a temperatura constante, la solubilidad del Gas en el líquido se incrementa con el incremento de la presión. A presión constante, la solubilidad del gas decrece a medida que se Incrementa la temperatura. En el caso de los sistemas liquido-liquido, los fluidos pueden ser: o miscibles o inmiscibles Los factores que afectan el desplazamiento inmiscible son: a) Permeabilidad relativa b) Saturación de fluido c) Estructura geométrica de los poros d) Mojabilidad e) Tensión superficial En un proceso de recuperación de petróleo por desplazamiento, el Fluido inyectado desplaza solo una porción del petróleo en contacto. Una mayor saturación residual permanece en el medio poroso Posterior a un desplazamiento inmiscible son relativamente bajas.
4.3.3 Fluidos Miscibles Los fluidos miscibles se caracterizan por permanecer en una sola fase A mezclarse dos o más fluidos en cualquier proporción. La ausencia de una película interface nos indica la ausencia de una Tensión superficial. En un medio poroso, cuando el petróleo es desplazado con un fluido Miscible, el comportamiento del flujo es independiente de la Permeabilidad relativa y la mojabilidad del medio poroso. 4.3.3.1 Factores que afectan la eficiencia del desplazamiento Miscible La eficiencia del desplazamiento miscible depende de muchos Factores tales como la tensión interfacial, capilaridad, relación de Movilidad, inestabilidad de la viscosidad, eficiencia de barrido y Eficiencia de desplazamiento.
4.3.3.2 Tensión Interfacial (TI) La tensión interfacial o superficial es una medida de las fuerzas de Atracción entre las moléculas que interactúan en la frontera de dos Fases. Las fuerzas de atracción de Van Der Waals es uniforme a lo largo Del fluido, a excepción de la superficie o interface. Este desbalance de las fuerzas de atracción tiende a mover las Moléculas hacia la superficie o interface, lo que resulta en la Formaron de una superficie similar a una membrana con una Curvatura. La fuerza de atracción entre las moléculas es directamente Proporcional al producto de las masas en inversamente Proporcional al cuadrado de la distancia entre ellos. La tensión interfacial depende de la temperatura. TI tiende a Incrementarse conforme se incrementa la temperatura. Asimismo, la TI puede controlarse por medio de los aditivos que Incrementan o reducen su valor. Por ejemplo, los surfactantes son efectivos para reducir o eliminar La TI. Si añadimos químicos alcalinos al agua, reducimos la TI entre Agua- petróleo. 4.3.3.3 Numero Capilar (Nc) En un desplazamiento inmiscible de petróleo de un medio poroso, El petróleo residual resultante después del desplazamiento se Determina por el número capilar, que está definido como:
Nc = μν / σ Dónde: v = Velocidad Darcy, m/s μ = Viscosidad del fluido desplazante, cp. σ = TI entre fluido desplazante y desplazado, N/m
Conclusiones 1.-No existen métodos adecuados para predecir correctamente el incremento de la producción de petróleo. 6.-El proceso de Inyección alterna de CO 2 puede ser económico en el campo Timbalier Bay inclusive a precios menores que 20$/BN y costos de CO 2 de 40 $/tonelada.
Referencias 1. CARCOANA, A. “Applied Enhanced Recovery”, Prentice Hall (1992). 2. DONALDSON, E.C., CHILINGARIAN, G.V., YEN, T.F.: “Enhanced Oil Recovery, II Processes and Operations”, Elsevier, E.E.U.U. (1989).
3. SATTER, A., THAKER, G. “Integrated Petroleum Reservoir Management. A Team Approach”, PennWell Books, E.E.U.U. (1994).
4. SINGH-MOHAMMED, SINGHAL, A. K AND SIM) “Screening Criteria for Carbon Dioxide Huff ‘n’ Puff Operations”, SPE 100044, presented at the 2006
SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery (2006).
5. SIMPSON, M.R. “The CO 2 Huff ‘n’ Puff Process in a Bottomwater Drive Reservoir”, Chevron USA. INC.SPE 16720 6. BAINES S.J. AND WORDEN R.H. “Geological Storage of Carbon Dioxide”. Geological Society. Special Publication 233. 7. DEPARTMENT OF EARTH CIENCES, UNIVERSITY OF LIVERPOOL AND HIS ENERGY GROUP, 5333 WESTHEIMER ROAD, SUITE 100, HOUSTON, TEXAS 77056, USA “Geological sequestration of CO 2 in the subsurface: lessons from CO2 injection enhanced oil recovery projects in oilfields.” 8. HARTMANN DAN AND BEAUMONT EDWARD.“Predicting Reservoir System Quality and Performance”.
9. VELLO A. KUUSKRAA, PRESIDENT ADVANCED RESOURCES INTERNATIONAL. “Maximizing oil recovery efficiency and sequestration of CO 2 with “Game Changer”. CO2-EOR technology”.
10. U.S. Department of Energy. Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery. 11. SCHMIDT, RAYMOND L. “ A Niche for Enhanced Oil Recovery in the 1990s”.Chevron Oil Field Research, California, USA. Consultado: Oilfield Review.
12. RIVAS, O., EMBID, S., AND BOLIVAR, F.“Ranking Reservoirs for Carbon Dioxide Flooding Processes,” SPE 23641, SPE Advanced Technology Serie s, Vol. 2, No. 1. (1994). 13. OIL AND GAS SCIENCE AND TECHNOLOGY- REV.IFP, Vol 60 (2005), No3. Pp.537-546.¨CO2 EOR and Storage in Oil Reservoirs¨. Institut Francais du Pétrole.
