INYECCION DE FLUIDOS MISCIBLES
MATERIA: TECNICAS DE EXTRACCION MEJORADA DOCENTE: JULIO MONTECINOS NOMBRES: MARIO APAZA CLAUDIA ANCASI FECHA: 13 DE OCTUBRE DE 2010
INDICE
Tabla de contenido INDICE ......................................................................................................................................... 2 1.
INTRODUCCION ................................................................................................................ 3 1.1
ANTECEDENTES ........................................................................................................ 4
1.2
OBJETIVOS
1.3
JUSTIFICACION.......................................................................................................... 5
................................................................................................................. 4
1.3.1 Justificación Social ........................................................................................................ 5 1.3.2 Justificación Tecnológica .............................................................................................. 5 1.3.3 Justificación Económica............................................................................................... 5 1.3.4
Justificación Ambiental ......................................................................................... 5
2. INYECCION DE FLUIDOS MISCIBLES ........................................................................................... 6
2.1. Proceso de tapones miscibles ..................................................................................... 7 2.2. Proceso con gas enriquecido .................................................................................... 9 2.3. Empuje con gas vaporizante o de alta presión ...................................................... 10 2.4. Inyección alternada de agua y gas ……………………………………………..10 2.5. Inyección usando solventes ...................................................................................... 11 2.6. Inyección de alcohol ................................................................................................... 13 2.7. Invasión con dióxido de carbono (CO2) . ................................................................ 14 3. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................................... 16
Bibliografía . ............................................................................................................................... 17
1. INTRODUCCION La recuperación asistida es generalmente considerada como la tercer o última etapa de la secuencia de procesamiento del petróleo, en ciertos casos se la considera como una producción terciaria. El primer paso o etapa inicial del procesamiento del petróleo comienza con el descubrimiento del yacimiento, utilizando los mismo recursos que la naturaleza provee para facilitar la extracción y la salida del crudo a la superficie (generalmente se utiliza la expansión de los componentes volátiles y/o el pumping o bombeo forzado para removerlo hacia la superficie. Cuando se produce una considerable disminución de esta energía, la producción declina y se ingresa en la etapa secundaria donde energía adicional es administrada al reservorio por inyección de agua. Cuando la inyección de agua deja de ser efectiva por la evaluación entre una pequeña extracción de crudo y un elevado costo de la operación, se considera de mayor provecho el tratamiento del pozo. Se inicia en este punto el tratamiento terciario o recuperación asistida del pozo de petróleo. El pozo se encuentra en la etapa final de su historia utilizable y por lo tanto se comienza a entregarle al mismo energía química y térmica con el fin de aprovecharlo y recuperar al máximo la producción. Actualmente el desarrollo de la técnica de recuperación permite aplicar este método en cualquier momento de la historia útil del pozo, siempre y cuando sea obvia la necesidad de estimular la producción. El total de la producción de petróleo, combinando el proceso o etapa primaria y secundaria es del orden del 40 % respecto dela cantidad original de materia prima en el lugar. Por eso, la recuperación asistida es de trascendental importancia en el trabajo con el pozo para aprovechar al máximo el rendimiento económico y útil del mismo. Antes de iniciar la recuperación asistida, el operador debe recoger tanta información como le sea posible acerca del pozo y del estatus y de las condiciones de saturación del reservorio. Este estudio se realiza mediante ensayos que involucran técnicas analíticas y geológicas acerca de la morfología del terreno. Toda esta cadena de información fundamenta las bases racionales para la predicción de reservas recuperables de petróleo mediante las distintas técnicas que puede involucrar una recuperación asistida. Los procedimiento de recuperación involucran la inyección de compuestos químicos disueltos en agua, inyección de gases miscibles en alternación con las aplicaciones de agua, la inyección de las denominadas micellar solutions (que son microemulsiones compuestas por sulfactantes, alcoholes y aceites crudos.), la inyección de vapor, y la combustión in-situ.
Quizás el dato más crítico acerca de la recuperación asistida es la saturación de los reservorios de petróleo. El inversionista debe evaluar la recuperación estimable de petróleo por aplicación de la recuperación asistida en función de los gastos que se generaran a consecuencia de la implantación de esta técnica, o de los estudios que se deben realizar, o de los equipos nuevos que se deben adaptar a las instalaciones existentes. La elección del proceso también se halla relacionada con la cantidad de petróleo que se estima en el lugar, la profundidad del reservorio, la viscosidad del crudo, etcétera. Consecuentemente, numerosos métodos de recuperación han sido descubiertos recientemente para la mejor adaptación a las necesidades y requerimientos del reservorio saturado.
1.1 ANTECEDENTES
Los métodos de desplazamientos miscibles son los que más han llamado la atención de los ingenieros de petróleo en su propósito de incrementar el recobro. Los conceptos básicos fueron impuestos en 1927, pero su desarrollo de campo no tuvo lugar sino hasta 1960. En la actualidad este método de recuperación asistida fue evolucionando debido al avance de la tecnología.
1.2 OBJETIVOS
Entender y conocer el comportamiento de los componentes que se usan en la inyección de cada uno de los métodos miscibles.
Determinar la miscibilidad de cada uno de los solventes inyectados hacia el petróleo.
Diferenciar los procesos de inyección de recuperación mejorada.
Conocer las aplicaciones en los diferentes yacimientos de los métodos miscibles.
Determinar las ventajas y desventajas de cada uno de los métodos miscibles.
1.3 JUSTIFICACION 1.3.1 Justificación Social La energía tiene una gran importancia en el progreso de la calidad de vida, optamos por un mejor desarrollo de la integración nacional y la equidad productiva. Considerando que la energía se constituye en un elemento clave para lograr el desarrollo sostenible, desde una perspectiva amplia y activa, brindando mejor recobro de petróleo se puede brindar mayor abastecimiento de dicho hidrocarburo.
1.3.2 Justificación Tecnológica Manejo de tecnología nueva e innovadora para el desarrollo con una mejor eficiencia de operación para el uso de combustibles.
1.3.3 Justificación Económica Al implementarse el método, se coordinará para que los ingresos que se generen, para generar más obras y Creación de Fuentes de Empleos Directos e Indirectos.
1.3.4
Justificación Ambiental
El uso de energía se ve incrementada y junto a ella la contaminación, es por
eso que procesos naturales como el efecto invernadero o lluvia ácida, hoy son peligrosos agentes involucrados en consecuencias muy dañinas como el calentamiento global.
Reducción de emisión de gases de efecto invernadero.
Reducción de daños al medio ambiente a causa de derrames de combustibles
líquidos.
2. INYECCION DE FLUIDOS MISCIBLES
El desplazamiento miscible es un mecanismo de recuperación terciaria del tipo no convencional
no
térmico,
éste
consiste
en
inyectar
un
agente
desplazante
completamente miscible con el petróleo existente, el resultado es ausencia de la interface, el número capilar se hace infinito y desplazamiento al 100% del petróleo en los poros si la razón de movilidad es favorable. El desplazamiento miscible puede ser del tipo de primer contacto, como el de un hidrocarburo por otro y cuando los dos son miscibles en todas las proporciones, es decir, la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios contactos y el correspondiente equilibrio de fases. A pesar de que se han efectuado cientos de invasiones miscibles, muy pocas resultaron exitosas, debido a problemas relacionados con la formación geológica (heterogeneidad
del
yacimiento).
En la siguiente imagen se puede apreciar la clasificación del mecanismo de desplazamientos miscibles, posteriormente se dará una breve explicación de la misma.
FIGURA 1. TIPOS DE DESPLAZAMIENTOS MISCIBLES
2.1. Proceso de tapones miscibles
Se basa en la inyección de algún solvente líquido que es miscible después del primer contacto
con
el
crudo
presente
en
el
yacimiento.
El agua se inyecta con el gas en pequeños tapones en forma alternada, esto mejora la movilidad en la interface del tapón de gas. El tapón será líquido si la temperatura del yacimiento se encuentra por debajo de la temperatura crítica (207°F). Por otro lado es necesario que la profundidad del yacimiento esté por encima de los 1600 pies para que
no
ocurran
fracturas
en
la
formación.
Este proceso es ventajoso debido a que todo el petróleo contactado se desplaza, se requieren bajas presiones para alcanzar la miscibilidad, es aplicable a un amplio rango de yacimientos y puede usarse como método tanto secundario como terciario.
Sin embargo, este proceso no es recomendable debido a que registra una eficiencia pobre y es mejor si se aplica en formaciones muy inclinadas, el tamaño del tapón es difícil de mantener por la (dispersión) y el material del tapón es muy costoso.
FIGURA 2. PROCESO POR TAPONES MISCIBLES
Ventajas: -
Todo el petroleo contactado de desplaza.
-
Se requieren bajas presiones para alcanzar la miscibilidad.
-
El proceso es aplicable a un amplio rango de yacimientos.
-
Se puede utilizar como unmetodo sesundario o terciario.
Desventajas: -
El proceso registra una eficiencia pobre y es mejor si se aplica en formaciones muy inclinadas.
-
El tamao del tapon es dificil de mantener debido a la dispersion.
-
El material del tapon es costoso.
2.2. Proceso con gas enriquecido
Se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano y butano, empujado por un gas pobre y agua. Mientras el gas inyectado se mueve en la formación los componentes enriquecidos son extraídos del gas inyectado y absorbido por el petróleo. Se espera que si el gas inyectado es rico y suficiente, la banda de petróleo enriquecido se vuelve miscible con éste, desplazándose así el petróleo de la delantera.
El aspecto positivo de este proceso es que se desplaza todo el petróleo residual del contacto, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse nuevamente, es un proceso económico, se desarrolla la miscibilidad a una presión menor que en el empuje con gas pobre y si se usan tapones de gran tamaño se reducen los problemas de
diseño.
El aspecto negativo de este proceso es que tiene una pobre eficiencia, si las formaciones son gruesas ocurre segregación por gravedad y la presencia de canalizaciones
lleva
a
la
desaparición
FIGURA 3. PROCESO CON GAS ENRIQUECIDO
del
tapón .
2.3. Empuje con gas vaporizante o de alta presión
Es un proceso de múltiples contactos que requiere inyección continua a alta presión de un gas pobre como el metano o el etano y se necesitan múltiples contactos entre el petróleo, el yacimiento y el gas inyectado antes de que se forme la zona miscible.
Cabe destacar que la miscibilidad no se alcanza en el pozo sino en un punto más alejado del punto de inyección, desde unos pocos pies hasta 100 pies antes de que el gas pobre haya vaporizado suficientes cantidades de C2 al C6 para ser miscible.
Es un proceso ventajoso ya que alcanza una eficiencia de desplazamiento cercana al 100%, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse nuevamente, es más económico que el proceso del tapón de propano o gas enriquecido, no existen problemas con el tamaño del tapón debido a que ocurre inyección continua y el gas puede
ser
reciclado
y
reinyectado.
FIGURA 4. PROCESO CON GAS VAPORIZANTE O DE ALTA PRESION
2.4. Inyección alternada de agua y gas
Es en realidad una variable de los tapones miscibles. Su función es controlar la inestabilidad del frente de desplazamiento Consiste en inyectar tapones de agua y gas alternadamente, éstos se mueven secuencialmente recorriendo la misma ruta en el yacimiento hacia los pozos productores en cierta relación agua – gas.
2.5. Inyección usando solventes
Su objetivo es mejorar la extracción, disolución, vaporización, solubilización, condensación, pero primordialmente es la extracción, ésta puede lograrse con fluidos solventes como los siguientes: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condesado del petróleo, gas natural, gas natural licuado, CO2, aire, nitrógeno, gases de combustión, entre otros.
FIGURA 5. PROCESO DE INYECCION USADO SOLVENTES
2.6. Inyección de alcohol
Es un método costoso, sin embargo puede ser aplicado comercialmente. Es de uso limitado ya que inicialmente es miscible con el petróleo y el agua connata, por lo tanto el contenido de alcohol de la zona de mezcla se diluye por debajo del nivel necesario para aumentar la miscibilidad.
FIGURA 6. PROCESO POR INYECCION DE ALCOHOL
2.7. Invasión con dióxido de carbono (CO2)
Para el recobro del petróleo se prefiere el dióxido de carbono líquido, pero debido a su baja temperatura crítica (88°F) generalmente se encuentra en estado gaseoso. El proceso es similar al empuje por gas vaporizante, pero en este caso se extraen fracciones
desde
el
etano
hasta
C30.
Este método debe ser usado e yacimientos con crudos desde moderadamente ligeros a livianos (gravedad API > 25°), lo suficientemente profundos como para estar por encima de la presión mínima de miscibilidad.
FIGURA 7. PROCESO POR INYECCION POR CO2
2.8. Inyección de nitrógeno
Para poder aplicar este método se deben cumplir ciertas condiciones, por un lado, el crudo del yacimiento debe: ser rico en fracciones comprendidas entre el etano y el hexano o hidrocarburos livianos, que se caracterizan por tener una gravedad API > 35°, tiene un factor volumétrico alto o la capacidad de absorber el gas inyectado en condiciones de yacimiento y está saturado de metano. Por el otro, el yacimiento debe estar a una profundidad igual o mayor a los 5000 pies, con la finalidad de mantener las
altas presiones de inyección (mayores o iguales a 5000 lpc) necesarias para alcanzar la
miscibilidad
del
crudo
con
el
nitrógeno
sin
fracturar
la
formación.
Con la inyección de N2 se logra desplazar el frente miscible a lo largo del yacimiento, moviendo así un banco de crudo hacia los pozos productores. Dicho f rente miscible se forma
por
la
vaporización
de
componentes
livianos
FIGURA 8. PROCESO POR INYECCION DE NITROGENO
en
el
crudo.
3. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Existen casos donde al aplicar estos métodos la miscibilidad con el petróleo no es completa, lo cual hay que tener en cuenta en su aplicación en los yacimientos.
Se puede usar el solvente CO2 ya que este es un recurso que se encuentra a veces en el mismo yacimiento, pues suele venir acompañado al gas natural en proporciones significantes, lo cual disminuye los costos.
En algunos casos la miscibilidad del CO 2 y el gas natural no se logra, pero aun así puede ser usado en lo que se llama inundación inmiscible, donde la expansión del CO 2 dentro del reservorio ayuda a reducir la viscosidad del petróleo y provee una fuerza de empuje por la capa de gas.
El uso del nitrógeno a menudo es efectivo solo en pozos de altas presiones y altas temperaturas.
Cada uno de los métodos miscibles desarrollados anteriormente son aplicados bajo ciertas condiciones de los yacimientos.
Bibliografía - París, M.: Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Ediciones Astro Data S.A., Maracaibo, Venezuela, 2001.
