EOR: INYECCION DE CO2 Introducción El desarrollo humano mediante el uso de combustibles fósiles y otras materias primas ha generado una desequilibrada emisión de gases como el CO2 a la atmosfera los cuales generan un sobrecalentamiento del planeta. El uso de estos gases como método EOR es una alternativa con viabilidad económica en algunos casos para disminuir la emisión de estos gases además de brindar una oportunidad atractiva en cuanto a dinero y aplicación ingenieril implementando el uso de CO2 como sustancia de propiedades afines en proyectos de recobro por la buena miscibilidad que tiene con el petróleo, estos procesos con un adecuado desarrollo representarían un mayor factor de recobro. La masa total del dióxido de carbono en la atmosfera es 3,16x1015 Kg (aproximadamente 3.000 Gigatoneladas). Las emisiones de estos gases causantes del efecto invernadero a la atmosfera en Colombia eran de 60 MTON en 2005, cifra que ha aumentado significativamente por el desarrollo creciente del país, de esta cifra el 88% corresponden a CO2. A nivel mundial, el uso de del CO2 destinado a proyectos de EOR representa una producción aproximada de 218.000 b/d, de los cuales el 97,3% corresponden a USA, 3% a Canadá, 3% a Turquía y 0,3 a Trinidad. En la actualidad hay 79 proyectos produciendo a partir de inyección de CO2.
Produccion mundial EOR- CO2 USA
Canada
Turquía
3% 3% 0.3%
93.7%
Gráfica: Autores. Datos tomados de:”ANALISIS DEL COMPORTAMIENTO DE FASES DEL FLUIDO DE YACIMIENTO DEL CAMPO CUPIAGUA SUR BAJO EL ESCENARIO DE INYECCION DE CO2, GAS DE SEPARADOR Y SUS MEZCLAS”, Ortiz W., Tesis de grado, UIS,2008.
El CO2 y sus propiedades En la industria de los hidrocarburos es usado como un gas licuado, comprimido, incoloro e inodoro; este gas es más denso que el aire y en forma líquida se condensa rápidamente para formar hielo seco el cual es extremadamente frio. Se descompone por encima de 2000ºC produciendo humos tóxicos de monóxido de carbono y puede reaccionar violentamente con algunas bases fuertes y metales alcalinos. Sus propiedades físicas son: Propiedad Apariencia Olor Densidad
Viscosidad Punto de sublimación Punto de fusión a 5,2 atm Solubilidad en agua
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Trinidad
Valor Incoloro Inoloro 1,562 [g/mL] a 1 atm y -78,5 ºC] 0,07 [cP] a 78ºC -79 [ºC] -56,6 [ºC] 88 ml/100ml
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Presión de vapor a 20ºC Densidad relativa
H2O 570 [KPa] 1,5
Coexiste en sus tres fases a presión de 60,43 [psi] y temperatura de -69,9 [F] por lo que se hace importante mantener la presión por encima de 60,43 [psi] ya que no se desea la formación de sólidos en el proceso de recuperación.
La pureza del CO2 va a tener un efecto directo en la presión de miscibilidad: a mayor pureza, menor presión de miscibilidad. Efecto del CO2 en el petróleo Al disolver CO2 en el petróleo se reduce la viscosidad de este en proporción a la cantidad de CO2 disuelto, lo que representa un incremento en la razón de movilidad del yacimiento. La solubilidad el CO2 liquido no es afectada por la presión si no por la temperatura, por lo tanto su máxima solubilidad esta a la máxima temperatura donde el CO2 se encuentra todavía en estado líquido (87,8 [F]). El CO2 en el petróleo tiene los siguientes efectos:
Curva de Equilibrio para el Dióxido de carbono. Modificado por: Autores. Basado de:”EVALUACION ECONOMICA DEL PILOTO DE INYECCION CICLICA DE CO2 CAMPO LLANITO DE LA GERENCIA REGIONAL DEL MAGDALENA MEDIO”, Rodríguez, Danissa & Méndez, Fabian, Tesis de grado, UIS,2009.
Obtención del CO2
Producto de separación de crudos con contenido de este. Resultado de la fermentación de la azúcar de productos alcohólicos.
Promueve el hinchamiento del aceite Reduce la viscosidad del aceite Incrementa la densidad del aceite Es soluble en el agua Ejerce un efecto acido sobre la roca Aumenta la energía del yacimiento Dispersión hidrodinámica Disminuye la Sor al disminuir la tensión interfacial
El CO2 es un componente bastante común en la atmosfera, pero para fines industriales se obtiene de:
Gases provenientes de unidades refinadoras de petróleo producto de la combustión Gases producto del calcinamiento de calizas Yacimientos naturales de CO2
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EOR: INYECCION DE CO2 Variación de la viscosidad en el crudo en presencia de CO2 campo Galán. Tomado de:”EVALUACION ECONOMICA DEL PILOTO DE INYECCION CICLICA DE CO2 CAMPO LLANITO DE LA GERENCIA REGIONAL DEL MAGDALENA MEDIO”, Rodríguez, Danissa & Méndez, Fabian, Tesis de grado, UIS,2009.
Inyección de CO2 El CO2 ha sido aplicado en yacimientos que tiene como mínimo presiones de operación de 1200 psi, además hay que tener en cuenta la implementación de tratamientos de corrosión para el acero de las tuberías La disminución de la viscosidad está ligada a la habilidad, eficiencia y tasa de absorción del CO2 por parte del aceite por eso las variables a tener en cuenta en la planeación de este tipo de proyectos son:
Volumen total de CO2 inyectado Tiempo de remojo y tasa de producción Composición del gas inyectado Heterogeneidades en el yacimiento
La variable más importante del proceso es el volumen inyectado, el cual debe ser mayor al 15% del volumen poroso, donde la eficiencia del mismo se mide en términos del volumen recuperado de petróleo por unidad de volumen de CO2. A continuación se presentan los dos tipos de inyección a obtenerse.
hidrocarburo hasta llegar al punto en que logra miscibilidad. La inyección de CO2 miscible siempre será preferible a la inyección de CO2 inmiscible debido a que la primera elimina la tensión interfacial entre el CO2 y el petróleo permitiendo que el CO2 se lleve consigo el petróleo una vez se desplace, por lo tanto se consiguen factores de recobro mas altos. Inmiscible Se inyecta CO2 por debajo de la presión mínima de miscibilidad, MMP, esto se hace en yacimientos donde no es posible inyectar CO2 miscible debido principalmente a que la presión del yacimiento es menor que la PMM, o que la presión de fractura Pfr es también menor que la PMM.
Mecanismos de desplazamiento Algunas técnicas usadas para la inyección de gas son las siguientes:
Miscible Se consigue cuando se inyecta el CO2 a presiones por encima de la Presión Mínima de Miscibilidad, PMM, dicha presión no se consigue enseguida sino por medio de un proceso llamado Miscibilidad a los Múltiples Contactos o Miscibilidad Dinamica en la cual se logra la miscibilidad al CO2 extraer los compuestos livianos y medianos del JUAN SEBASTIAN LATORRE DANIEL YOOBANY ESTEVEZ
Empuje de gas en solución. Usa la energía que se libera del proceso de inyección soluble a altas presiones y posterior caída de presión. Empuje con CO2 inmiscible. Se usa para aceites moderadamente pesados. Inyección continua de CO2 Inyección de un tapón de CO2. El CO2 es inyectado de forma continua seguido por agua con el fin de empujar el CO2. Rápida ruptura de CO2 por digitación.
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Inyección de tapones alternos de CO2 y agua. El principal factor es la relación WAG (Volumen de agua inyectada/volumen de gas inyectado) el cual reduce progresivamente la razón de movilidad y promueve una distribución más uniforme de CO2 a través del yacimiento. Este proceso es económicamente más favorable y recupera más aceite que los anteriormente citados. Inyección simultanea de CO2 y agua Es el proceso con mayor factor de recobro aunque presenta altos costos de completamiento y de operación del sistema, inyectividad reducida por la inyección de dos fases y corrosión de las facilidades por la naturaleza acida del sistema. Empuje miscible hidrocarburo-CO2.
Ventajas y desventajas
Ventajas
Desventajas
•Alta reduccion de viscosidad. •Bajo costo segun su disponibilidad. •Alternativa a los problemas ambientales. •Aumento del factor de recobro •Reduce la tension interfacial.
•Precipitación de asfáltenos •Migración de finos por disolución de carbonatos •Corrosión en lineas de producción •Facilidades de produccion. •Re-compresion del CO2
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Inyección de Llanito
CO2
en Colombia:
A principio de los 80 se implemento un piloto de agua carbonatada y de los 90 se llevo a cabo un par de pilotos de inyección cíclica de CO2 en el campo Galán, estos proyectos fueron la base para emprender el piloto de inyección de CO2 en el campo Llanito La producción comercial del campo inicio en 1964 con 1400 BOPD, corte de agua [Cw] de 10% y GOR 600 SCF/D; su pico máximo de producción fue 6000 BOPD en 1985. Este campo fue un buen prospecto como proyecto de inyección miscible continuo de CO2 debido a su cercanía con la Refinería de Barrancabermeja y el alto grado de conocimiento de los crudos y formaciones de esta zona. El tipo de crudo varía entre los 17 y 22 API y el espesor neto es de 40 [ft]. El proyecto tenía como objetivo alcanzar 1,1 MBls de petróleo usando 42500 MPCE de CO2 equivalentes a un suministro diario de 17 MPCE mediante inyección cíclica en el 2008. El proceso cíclico implementado y conocido como “Huff & Puff”, consistió en tres etapas: periodo de inyección, periodo de remojo y periodo de producción. El hinchamiento del petróleo con CO2 fue estimado en 7%, y la reducción de viscosidad oscilaba ente 5 a 10 veces para una solubilidad de 0,5% molar de CO2 a 1500 psi. La presencia de asfaltenos en el petróleo limitó la presión máxima de inyección en 1500 psi a condiciones de Yacimiento. Las pruebas en el “Slim Tube” presentan un recobro del 60-65% para una presión de 1500 [psi], además se estimó una
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EOR: INYECCION DE CO2 presión de fractura de la formación (Mugrosa) de 3500 [psi]. De acuerdo a la experiencia en proyectos anteriores de estimulación con gas, únicamente se debe tener como volumen inyectable el 10% del volumen poroso calculado con el objetivo de evitar las pérdidas de gas por canalización. Finalmente los resultados de cálculo arrojaron que cerca de 6 MMSCF inundarían el 10% del volumen poroso calculado
la bomba Presencia de emulsiones agua petróleo Daño mecánico en la bomba (presión) Alto aporte de arena Segunda etapa Eventos Recañoneo Tratamiento orgánico Corte de agua 70% Producción de Excesiva arena Producción de 25 [Blso/día] aceite Conclusiones
Ubicación geográfica de los campos Yarigui Cantagallo y LLanito. Tomado de:”FACTIBILIDAD TECNICO-ECONOMICA DEL USO DE CO2 DE LA G.C.B. PARA RECOBRO DE PETROLEO EN CAMPOS YARIGUI-CANTAGALLO Y SANSILVESTRE-GALA-LLANITO”, Sáchica J. & Niño Y., ACIPET, 2005.
Resultados del proyecto Primera etapa Tiempo de 8 [días] inyección Volumen inyectado 12 [MMSCF] Producción antes 82 [Blso/día] de estimulación Producción después 107 [Blso/día] de la estimulación Inconvenientes Problemas con JUAN SEBASTIAN LATORRE DANIEL YOOBANY ESTEVEZ
La inyección de CO2 es un método de recobro que además de aumentar significativamente la producción de hidrocarburos, ofrece una alternativa para mitigar los daños ambientales. El efecto del CO2 sobre el aceite a remover, es ampliamente atractivo por la disminución de la viscosidad en el petróleo que genera su inyección. La gran limitante en los proyectos de inyección de CO2 es su disponibilidad y respectivo transporte. El desarrollo de un proyecto tanto de CO2 como de cualquier método EOR requiere de una planeación adecuada e ingenieril para evitar inconvenientes en la implementación del mismo. El uso de simuladores puede brindar una herramienta bastante útil a la hora de desarrollar un piloto o implementar una nueva técnica en un campo. Página 5
EOR: INYECCION DE CO2 Para tener en cuenta: Miscibilidad: Depende de la presión del yacimiento, temperatura, composición del fluido y el comportamiento de fases de los fluidos involucrados. Miscibilidad: Habilidad de dos o más sustancias (gases líquidos) para formar una sola fase homogénea cuando son mezcladas en todas las proporciones. Estado físico entre dos o más fluidos que les permite mezclarse en todas las proporciones sin la existencia de una interfase. Solubilidad: Habilidad de una sustancia (fluido) para mezclarse con un fluido o fluidos y formar una sola fase homogénea en una proporción o rango de proporciones dada.
Referencias
“ANALISIS DEL COMPORTAMIENTO DE FASES DEL FLUIDO DE YACIMIENTO DEL CAMPO CUPIAGUA SUR BAJO EL ESCENARIO DE INYECCION DE CO2, GAS DE SEPARADOR Y SUS MEZCLAS”, Ortiz W., Tesis de grado, UIS,2008. “EVALUACION ECONOMICA DEL PILOTO DE INYECCION CICLICA DE CO2 CAMPO LLANITO DE LA GERENCIA REGIONAL DEL MAGDALENA MEDIO”, Rodríguez, Danissa & Méndez, Fabián; Tesis de grado, UIS,2009. “PREDICCION DE UN PROCESO DE INYECCION DE CO2 MISCIBLE EN YACIMIENTOS COMPLEJOS PARA UN SECTOR DEL AREA LISAMA”, Velandia, Tania, Tesis de grado, UIS, 2010.
JUAN SEBASTIAN LATORRE DANIEL YOOBANY ESTEVEZ
“ESTUDIO DE LA FACTIBILIDAD DE LA INYECCION DE CO2 EN EL CAMPO SUCUMBIOS COMO MEJORAMIENTO DE LA PRODUCCION DE LA SUPERINTENCIA DE OPERACIONES PUTUMAYO”, Tamayo, Paula, Tesis de grado, UIS, 2011. “FACTIBILIDAD TECNICOECONOMICA DEL USO DE CO2 DE LA G.C.B. PARA RECOBRO DE PETROLEO EN CAMPOS YARIGUI-CANTAGALLO Y SANSILVESTRE-GALA-LLANITO”, Sáchica J. & Niño Y., ACIPET, 2005 “LECCIONE APRENDIDAS DEL PILOTO DE ESTIMULACION CICLICA CON CO2 EN EL CAMPO LLANITO DE ECOPETROL S.A.”, Sáchica, J.; Rivera, J., Maya G., Pinzón, L., Duque, J., ECOPETROL SA., Praxair, BJ Services; ACIPET, 2009. “SCREENING CRITERIA FOR CARBON DIOXIDE HUFF AND PUFF OPERATIONS”, MohamedSingh, Singhal, Sims; SPE 100044.
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