REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA
INGENIERIA INGENIERIA DE YACIMIENTOS III
ING. LUIS SUÁREZ
Contenido Programático Programático Unidad
1. Recuperación Térmica / Propiedades Térmicas de rocas y fluidos. Unidad 2. Propiedades térmicas del agua y del vapor / Pérdidas de calor durante la transmisión de fluidos. Unidad 3. Calentamiento de la formación por inyección inyección de fluidos calientes. Unidad 4. Inyección de agua caliente / Inyección cíclica de vapor / Inyección continua de vapor. Unidad 5. Combustión en sitio. Unidad 6. Recuperación térmica empleando pozos horizontales.
YACIMIENTO Es aquella parte de una trampa que contiene petróleo, gas o ambos como un solo sistema hidráulico conectado. El desplazamiento de petróleo y gas a los pozos se logra por: Expansión de fluidos. Desplazamiento de fluidos (Natural o Artificialmente). Drenaje Gravitacional. Capilar. Expulsión Capilar.
Los ingenieros de yacimientos necesitan contar con conocimientos geológicos durante el desarrollo de su vida profesional, en virtud a que todo yacimiento que se estudie tiene antecedentes de tipo geológico. Un yacimiento es definido mediante la perforación, de modo que se dispone de algunos datos como lo son los análisis de ripios, perfiles de pozo pozo,, análisis de coraz corazones, ones, análisis
de rayos X y tomografía, muestras de paredes, pruebas de presión y pruebas de producción, entre otros. DEFINICIONES DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS Es la aplicación de principios científicos a problemas de drenaje que resultan durante el desarrollo y producción de yacimientos de hidrocarburos”. Puede también definirse como “El
arte de desarrollar y producir fluidos hidrocarburos de tal forma que se obtenga un recobro eficiente”.
DEFINICIÓN DE YACIMIENTO Se entiende por yacimiento una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y/o gaseoso. Los cinco ingredientes básicos que deben estar presentes para tener un yacimiento de hidrocarburos son: (1) fuente, (2) Camino migratorio, (3) Trampa, (4) Almacenaje/porosidad, (5) Transmisibilidad/Permeabilidad.
POROSIDAD: Se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la
roca (la propiedad inversa a la porosidad es la compacidad). Matemáticamente: SATURACIÓN DE FLUIDOS, Sf: Es la relación que expresa la cantidad de fluido que satura el medio poroso. Conocida dicha cantidad y la extensión del volumen poroso se puede volumétricamente determinar cuanto fluido existe en una roca. ESTADOS DE FLUJO: De acuerdo con la variación de una propiedad con respecto al tiempo existen principalmente tres estados de flujo a saber: flujo estable, flujo pseudoestable y flujo inestable. PERMEABILIDAD: es la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos. Para flujo lineal la ley de Darcy dice que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presión) e inversamente proporcional a la viscosidad. Darcy requiere que el fluido se adhiera a los poros de la roca, sature 100 % el medio y flujo homogéneo y laminar ocurra. MOVILIDAD: Es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de un fluido. TENSIÓN INTERFACIAL Y SUPERFICIAL: La interfase que separa a dos fases es una región con solubilidad limitada, que a lo sumo tiene el espesor de unas pocas moléculas. Se puede visualizar como una barrera que se forma debido a que las fuerzas atractivas entre las moléculas de la misma fase son mucho mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes . La tensión superficial es una propiedad termodinámica fundamental de la interfase. Se define como la energía disponible para incrementar el área de la interfase en una unidad.
MOJABILIDAD: Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con él a extenderse o
adherirse a una superficie sólida. Los compuestos polares orgánicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtiéndola en mojable por petróleo. PRESIÓN CAPILAR: Es la diferencia de presión entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante. En un sistema poroso, se observa que las fuerzas inducidas por la mojabilidad preferencial del medio con uno de los fluidos se extiende sobre toda la interfase, causando diferencias de presión mesurables entre los dos fluidos a través de la interfase.
ETAPAS DE VIDA DE UN YACIMIENTO
UNIDAD I RECUPERACIÓN TÉRMICA / PROPIEDADES TÉRMICAS DE ROCAS Y FLUIDOS
LA RECUPERACIÓN TÉRMICA Se define como un proceso por el cual, intencionalmente, se introduce calor dentro de las acumulaciones subterráneas de compuestos orgánicos, con el propósito de producir hidrocarburos a través de los pozos.
HISTORIA DE LA RECUPERACIÓN TÉRMICA Desde 1865 se han publicado numerosos trabajos y artículos referentes a la introducción de calor en los yacimientos petrolíferos para mejorar o acelerar la extracción de petróleo. El método más antiguo conocido para introducir calor en los yacimiento es el de los calentadores de fondo.
Una de las primeras referencias de esta práctica está en una patente otorgada a Perry y Warner en 1865. El propósito primario de los calentadores de fondo, es reducir la viscosidad y con esto, incrementar la tasa de producción de crudos pesados, aunque ocasionalmente los calentadores de fondo se utilizan para mantener el crudo por encima del punto de fluidez (Pour point) durante su movimiento hasta la superficie, y para remover o inhibir la formación y depositación de sólidos orgánicos, tales como parafinas y asfáltenos. Como con el uso de calentadores en el fondo del hoyo y los sistemas equivalentes que utilizan la circulación de fluidos calientes desde la superficie, solamente se afecta la parte productora del hoyo y su vecindad inmediata, en la práctica, tales aplicaciones están consideradas como tratamientos de estimulación y prevención.
CONSIDERACIONES GENERALES PARA PROCESOS TÉRMICOS a) Presión: A bajas presiones, la efectividad de la inyección de vapor aumenta, ya que el vapor puede transportar mas calor, por lo tanto este método de masiva distribución de energía es recomendable en yacimiento agotados energéticamente.
Calor Sensible, Calor del Vapor y Calor Total en función de la presión.
B) Profundidad: A medida que la profundidad aumenta, la presión de inyección requerida
c)
d)
e)
f)
g)
normalmente aumenta. Para vapor esto se traduce en la necesidad de generadores de mayor capacidad y de mejor calidad del agua de alimentación. Porosidad: A medida que la porosidad aumenta, mayor es el volumen de petróleo que se calienta y menor el volumen de roca que se calienta, es decir, que se gasta menos energía calentando roca. Saturación de Agua: En yacimientos donde se haya efectuado una inyección de agua exitosa, son pocas las probabilidades de que un proyecto térmico sea exitoso, sin embargo, existen muchas excepciones a esta regla, especialmente si el precio del crudo es alto. Heterogeneidad del Yacimiento: La estratificación y/o lenticularidad severa en un yacimiento hace difícil correlacionar propiedades de pozo a pozo. Esto puede resultar en cálculos erróneos del petróleo en sitio, al mismo tiempo que dificulta la predicción de la eficiencia áreal y vertical. Además disminuye las posibilidades de controlar el frente de inyección. Espesor de la Arena: Este es un parámetro importante en todos los procesos térmicos. Para inyección de vapor es conveniente tener espesores moderadamente altos, ya que de esta manera las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes son bajas. Para arenas de poco espesor, las pérdidas verticales de calor pueden dominar los procesos de inyección de vapor. Movilidad del Petróleo: En algunos yacimientos, el petróleo en sitio es esencialmente inmóvil. Cuando esto ocurre, es difícil, sino imposible, el iniciar un frente móvil de petróleo y la única forma de calentar un área considerable del yacimiento es creando una fractura. El incremento de temperatura resultante hace que el petróleo se haga móvil en otras áreas del yacimiento.
IMPORTANCIA DE LOS PROCESOS DE RECUPERACIÓN TÉRMICA Una de las maneras de apreciar la importancia de los proceso térmicos es examinando las estadísticas de producción y el número de operaciones de campo, no solo comparándolos con los otros proceso de extracción mejorada (excluyendo Inyección de Agua), si no también en un sentido absoluto. 0 0 5 A Í D R O P S E L I R R A B E D S E L I M
0 0 4
PRODUCCIÓN ADICIONAL CALIFORNIA
0 0 3 0 0 2 0 0 1 0
1960 1965
1970
1975
1980
1985
PROPIEDADES TÉRMICAS DE ROCA Y FLUIDO En cálculos de combustión en el yacimiento o de inyección de vapor y/o agua caliente, se requieren conocer ciertas propiedades térmicas de las rocas y fluidos involucrados. Aunque en muchos cálculos estas propiedades se consideran constantes, la realidad es que ellas dependen de la temperatura en la mayoría de los casos.
Entre las propiedades térmicas de las rocas se incluyen: el calor específico, la conductividad térmica, la capacidad calorífica de rocas secas y saturadas con agua, petróleo y/o gas.
Las propiedades térmicas más importantes de Ios fluidos desde el punto de vista de recuperación térmica son: la viscosidad, la densidad, el calor específico y la conductividad térmica, esta última en menor grado.
¿Por que es importante conocer las propiedades térmicas de las Rocas Y Fluidos? “En cálculos de combustión en el yacimiento o de inyección de vapor y/o agua caliente, se requiere conocer ciertas propiedades térmicas de las rocas y fluidos envueltos. Aunque en muchos cálculos estas propiedades se consideran constantes, la realidad es que ellas dependen de temperatura en la mayoría de los casos.”
Entre las propiedades térmicas de las rocas tenemos: Calor Especifico Capacidad Calorífica de Rocas Secas y Saturadas con Agua Petróleo y/o Gas Conductividad Térmica
Las Propiedades Térmicas mas importantes de los fluidos, desde el punto de vista de Recuperación Térmica son:
•
Viscosidad
•
Densidad
•
Calor específico
•
Conductividad Térmica
VISCOSIDAD DE LOS LIQUIDOS: La viscosidad se define como la resistencia interna de los líquidos al flujo y es afectada por tres factores fundamentales: la temperatura, el gas que contenga en solución y la presión. La viscosidad tiene importancia primordial en los procesos de recuperación térmica, ya que ella determina la movilidad del fluido.
METODO DE SAUDER Fue publicado en 1.938 en el Journal of American Chemical Society, El cual, presentó la siguiente ecuación: Log10 µ = 10 mρ- 2,9 - 1
donde: µ = viscosidad, en cp ρ = densidad del líquido a la temperatura de interés, en gr/cm3 m = constante = I/M M = peso molecular del líquido I = constante, calculada a partir de unas constantes que reflejan la Estructura atómica, esta de acuerdo a una tabla estructurada.
VISCOSIDAD DEL CRUDO La viscosidad de líquidos, en particular petróleos, y su variación con temperatura, es de importancia primordial en procesos de recuperación térmica, así, la viscosidad determina la movilidad. En general, la viscosidad del petróleo disminuye con aumento de temperatura. La reducción es mayor cuanto más viscoso sea el petróleo considerado. En operaciones de recuperación térmica, existen tres métodos de uso común para correlacionar viscosidad y temperatura de petróleos crudos.
Viscosidad del petróleo Disminuye con el aumento de la temperatura
Método de Andrade Donde: • µ es la viscosidad en cp. • T es la temperatura en ˚K o en ˚R • A y B son ctte.
ECUACIÓN DE ANDRADE Dados dos valores de viscosidad, μ1 y μ2 a dos temperaturas T 1 y T2, las constantes A y B pueden ser determinadas, las cuales sustituidas en la ecuaciones anteriores resultan en una ecuación de viscosidad en función de temperatura para el petróleo considerado. La ecuación obtenida permite estimar µ en función de T en el rango de temperaturas entre el punto normal
de
ebullición y el punto de congelamiento del petróleo considerado. Si más de dos valores de µ-T son dados, las constantes A y B pueden
ser
calculadas mediante ajuste de mínimos cuadrados. Un gráfico de μ vs. 1/T*, sería una línea recta en coordenadas semilogarítmicas.
EJERCICIO La viscosidad de un petróleo es de 1700 cP. a 60 °F y de 180 cP. a 200 °F . Estimar la viscosidad del mismo a 400 °F.
Ln ( ) Ln A
B T B
Ln (1700) Ln A
Ln (180) Ln A
ln A Ln(180) Ln(1700) Ln(180)
(460 60) B
(460 200) B
660 B
660
B
520
EJERCICIO Efectuando operaciones se tiene que: b = 5504.5
Sustituyendo el valor de b en ( 3 ) Ln a = -3.1472
Luego , Ln u = -3.1472 + 5504.5/T*
Luego, la viscosidad a 400 °F (= 860 R) es: Ln μ = - 3.1472 + 5504.5/(860) μ = 25.878 cP.
METODO DE THOMAS
es válido si: Entonces utilizamos:
CARTA ASTM DE VISCOSIDAD-TEMPERATURA es aplicable para productos líquidos de petróleo crudo. Esta carta se basa en la ecuación doblemente exponencial de Walther
Para una T 380 ˚F Cuando interpolamos con una recta el la grafica de ASTM obtennos un punto
Por la grafica obtenemos un valor de viscosidad de 10 centistokes
•Técnica
de un solo punto
Una de las pocas técnicas
disponibles bajos estas condiciones, es la de Lewis y Squires
Se basa en datos de diferentes
líquidos orgánicos y agua
Su desviación en la predicción
de μ vs T es generalmente menor del 20%.
Carta generalizada de viscosidad-temperatura
Las flechas en la Figura ilustran un ejemplo de cálculo, donde se conoce μ =4,38 cp a 72 F y se requiere conocer μ a 255 F.
Esta resultó ser 0,67 cp.
Viscosidad de agua y del vapor La viscosidad del agua en función de temperatura puede estimarse convenientemente, mediante la ecuación de Hawkins:
Donde: µ es la densidad en cp. • T es temperatura en ˚F •
Densidad del petróleo La densidad del petróleo en función de temperatura varía considerablemente de petróleo a petróleo y debe ser determinada experimentalmente. En ausencia de datos experimentales, Farouq Alí, recomienda la siguiente ecuación:
Densidad del agua La densidad del agua en función de temperatura puede determinarse de la siguiente correlación, obtenida por ajuste por mínimos cuadrados de datos tabulados:
Calor especifico Se define como el calor específico de una sustancia, a la de cantidad calor requerida para aumentar en un grado la temperatura de la unidad de masa de dicha sustancia, específicamente entre (60 -61) ºF. Para la predicción del calor específico se recomiendan las siguientes correlaciones: •
Para hidrocarburos líquidos y petróleo:
Para hidrocarburos gaseosos:
Para agua rocas:s aturada:
Capacidad calorífica de rocas saturadas La capacidad calorífica de una roca saturada con petróleo, agua y gas viene dada por la siguiente ecuación:
Como ilustrativo, considérese una roca de porosidad 20% y saturaciones de petróleo, agua y gas de 40%, 40% y 20% respectivamente. Utilizando valores promedios de Co = 0.5, Cw = 1.0, Cg = 0.5 y Cr = 0.21; ρo = 50 lb/ft3, ρw = 62.4 lb/ft3, ρg = 0.1 lb/f t3 y ρr = 164 lb/ft3, en las unidades respectivas resulta
Conductividad térmica Se refiere a la facilidad con la cual una sustancia permite el flujo de calor a través de ella. K en la nomenclatura se expresa normalmente, en BTU/hr-pie-ºF.
Conductividad térmica de líquidos y gases Para estimar conductividad térmica de líquidos se puede utilizar una de la siguiente ecuación:
•Para
fracciones de petróleo y mezclas de hidrocarburos en general, se recomienda la siguiente relación: Donde: T: temperatura γ: Gravedad especifica
•
Para gases a condiciones ordinarias de presión y temperatura Donde: μ : la viscosidad, lb/pie-hr Cp: calor específico, BTU/lb-ºF Mwt: peso molecular, lb/lb-mo
•Para
vapor a altas temperaturas Donde: T: temperatura, °C
Conductividad térmica de rocas Entre las ecuaciones existentes para estimar la conductividad térmica de rocas, se tienen las siguientes:
•
Ecuación de Tikhomirov (para considerar el efecto de temperatura)
Para considerar el efecto de densidad de la roca, Tikhomirov sugiere la relación:
También pode conseguir relaciones considerando: El efecto combinado de densidad, saturación de fluidos y temperatura. • El efecto de saturación de fluido y tipo de fluido saturante •
Ecuación de Asaad
Ecuación de Tikhomirov para considerar el efecto combinado de densidad, saturación de fluidos y temperatura
Difusividad térmica de rocas saturadas
Desde luego D está afectada por los mismos factores que afectan K y M. En general D disminuye cuando T aumenta, ya que K disminuye cuando T aumenta y M aumenta cuando T aumenta, pero en mayor proporción.
Permeabilidad relativa a tres fases
Donde Sor , Swr y Sgr (saturaciones residuales de petróleo, agua y gas respectivamente) deben conocerse.