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INYECCIÓN DE HIDROCARBUROS | Publicado por Robert Romero en 16:42
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 la ausencia de la
interface, el número capilar se hace infinito y desplazamiento es aproximadamente
un 100% del petróleo en los poros si la razón de movilidad es favorable. El fluido
inmiscible hace la función particular de un pistón.
Inyección de gas enriquecido:
Se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano y butano, empujado por
un gas pobre. Mientras el gas inyectado se mueve en la formación los componentes
enriquecidos son extraídos del gas inyectado y absorbido por el petróleo. Esto
produce mayor eficiencia de barrido en la zona miscible en contacto con el
hidrocarburo.
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 si las formaciones son gruesas ocurre
segregación por gravedad y la presencia de canalizaciones lleva a la desaparición del
tapón.
Inyección de gas Pobre:
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 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 mas
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 de crudo para formar
la zona miscible.
Es importante destacar que este proceso se usa para crudos livianos con una
gravedad API > 30
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 de l 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.
Las desventajas son: requiere altas presiones de reinyección, tiene aplicación
limitada debido a que el petróleo del yacimiento debe ser rico en fracciones del C2
al C6, la eficiencia areal y la segregación son pobres(por la gravedad) y es costoso
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ECUACION DE BALANCE DE MATERIALES (EBM)ECUACION DE BALANCE DE MATERIALES (EBM) | Publicado por Robert
Romero en 15:48
La ecuación de balance de materiales (EBM) se deriva como el balance volumétrico
que iguala la producción acumulada de fluidos, expresada como un vaciamiento, y la
expansión de los fluidos como resultado de una caída de presión en el yacimiento.
Se basa en la ley de conservación de la materia, que establece que la masa de un
sistema cerrado permanece siempre constante
La forma general de la EBM fue desarrollada inicialmente por Schilthuis en 1941.
La EBM establece que la diferencia entre la cantidad de fluidos iniciales en el
yacimiento y la cantidad de fluidos remanentes en el yacimiento es igual a la
cantidad de fluidos producidos.
Para la aplicación del balance de materiales se toman en cuenta algunas
consideraciones importantes, tales como:
1. Volumen poroso constante. No existe compactación ni subsidencia.
2. El PVT es representativo del yacimiento
3. Proceso isotérmico
4. Cw y Cf son despreciables
5. Se considera equilibrio termodinámico entre el gas y el petróleo a presión y
temperatura de yacimiento
6. Dimensión cero.
Entre las aplicaciones principales de este método tenemos la Determinar
hidrocarburos iniciales en el yacimiento, Evaluar We conociendo N o G, Predecir el
comportamiento y recobro final de yacimientos especialmente los que producen por
gas en solución o depleción y Evaluar factores de recobro
Método de la línea recta.
La EBM expresada como una línea recta fue propuesta por Van Everginden (1953) y
Havlena-Odeh (1963. El método de Havlena-Odeh consiste en agrupar ciertos
términos en la EBM y graficar un conjunto de variables con respecto a otro. Para
ello definimos los siguientes términos:
F = Np [Bo + (Rp − Rs)Bg] +WpBw
Eo = Bo − Boi + (Rsi − Rs)Bg
Eg = Bo(Bg/Bgi – 1)
Efw = Boi((CwSwi + Cr)/(1−Swi))Δp
Et = Eo + mEg + (1 + m)Efw
Donde F, Eo, Eg y Efw corresponden al vaciamiento, la expansión del petróleo, gas
y de la formación respectivamente.
Quedando la ecuación de la siguiente forma:
F = NEt +We
Si se escribe la ecuación de la siguiente forma:
F − We = NEt
Entonces esta es una ecuación lineal con pendiente igual a N (petróleo original en
sitio) y debe pasar por el punto (0,0).
De acuerdo a las características del yacimiento la ecuación se puede simplificarse,
entre estos casos tenemos:
a.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas en solución y compactación del
volumen poroso (m=0, We=0):
F = N[Eo + Efw]
b.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas disuelto y capa de gas presente:
Se divide toda la ecuación entre Eo, resultando:
F/Eo = N + NmEg/Eo
Al graficar se obtiene que el punto de corte es N y la pendiente es el producto de
mN.
c.- Empuje por Agua, gas disuelto y compactación del volumen poroso:
F – We = N[Eo + Efw]
Al graficar se obtiene que la pendiente es N.
d.- Empuje por Agua, gas disuelto y capa de gas presente:
(F – We)/Eo = N + NmEg/Eo
Al graficar se obtiene que el punto de corte es N y la pendiente es el producto de
mN.
e.- Empuje por agua y gas disuelto:
F/Eo = N + We/Eo
Al graficar se obtiene que el punto de corte con la vertical es N y la pendiente es
igual a 1.
Índices de Producción
Los índices de producción de un yacimiento corresponden a la contribución
fraccionaria o porcentual de cada uno de los mecanismos de producción presentes en
el reservorio para un determinado paso de presión y a unas determinadas
condiciones. De aquí que la EBM se puede modificar para determinar cuál es la
contribución de cada mecanismo de producción natural a la producción del pozo,
por lo que están clasificados en:
Contribución por expansión del petróleo y su gas disuelto:
Contribución por expansión del Gas en la capa de gas
Contribución por Influjo de Agua.
Fuentes:
Clases de Ingeniería de Yacimientos II, Ing. Ángel Da Silva. Universidad Central de
Venezuela. Escuela de Ingeniera de Petróleo
Balance de Materiales en Yacimientos de Petróleo con Gas Disuelto. José R. Villa.
Universidad Central de Venezuela. Escuela de Ingeniera de Petróleo.
Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.
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TERMINOS DE LA EBMTERMINOS DE LA ECUACION DE BALANCE DE MATERIALES | Publicado
porRobert Romero en 11:33
Es necesario conocer los elementos que forman parte de la ecuación de balance de
materiales antes de definirla y comenzar a explicar sus aplicaciones, entre estos
tenemos:
Np: Petróleo producido acumulado a condiciones estándar [MSTB]
Rp: Relación gas-petróleo acumulado [MSCF/STB]
Wp : Volumen de agua producido [MSTB]
N : Volumen inicial de petróleo a condiciones estándar (POES)[MMSTB]
m: Relación entre volumen inicial de gas en la capa de gas y el volumen inicial de
petróleo +gas disuelto en la zona de petróleo (m es constante y adimensional)
w : Saturación de agua ( es adimensional).
Cw: Factor de compresibilidad del agua [psi-1].
Cf : Factor de compresibilidad de la formación [psi-1].
Nβoi: Volumen de petroleo + gas disuelto inicial a condiciones de yacimiento
[MMbbl].
NRsiβgi: Volumen inicial de gas disuelto en el petróleo a condiciones de yacimiento
[MMbbl].
G: Volumen total inicial de gas en sitio a condiciones estándar (GOES)
[MMMSCF].
N(βo-βoi ): Volumen producido por expansión del líquido (Expansión del petróleo)
[MMBbl]
Expansión del gas en solución:
NRsi Gas en solución inicial a condiciones normales [MMMPCN].
NRsi∙βg Gas en solución inicial a condiciones de yacimiento [MMBbl].
NRs∙βg Gas en solución condiciones de yacimiento [MMBbl].
Nβg(Rsi-Rs) Volumen por expansión del gas en solución [MMBbl].
Expansión del petróleo + gas en solución:
Expansión de la capa de gas:
Volumen inicial de gas en la capa de gas a condiciones de yacimiento [MMbbl]
Volumen de gas en la capa de gas [MMBbl]
Volumen por expansión del gas en la capa de gas [MMBbl]
Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso:
Compresibilidad del agua
Volumen total debido a la expansión del agua connata
Volumen total debido a la reducción del volumen poroso
Volumen total por expansión del agua connata y reducción del volumen poroso
Influjo de agua del acuífero:
We Influjo acumulado de agua en el yacimiento [MMBbl]
Vaciamiento:
Sabiendo que:
Vaciamiento =
{Expansión del petróleo + gas en solución}
+ {Expansión del gas de la capa de gas}
+ {Expansión del agua connata + reducción del volumen poroso}
+ {Reducción del volumen poroso} + {Influjo de agua de acuífero}
Todo esto de acuerdo con ley de conservación de la materia, que establece que la
masa de un sistema cerrado permanece siempre constante.
De acuerdo con esta relación se puede acoplando todos los elementos anteriores, de
acuerdo al principio de conservación de la materia nos queda que la ecuación
general de balance de materiales para yacimientos de petróleo es:
Fuentes:
Clases de Ingeniería de Yacimientos II, Ing. Ángel Da Silva. Universidad Central de
Venezuela. Escuela de Ingeniera de Petróleo
Balance de Materiales en Yacimientos de Petróleo con Gas Disuelto. José R. Villa.
Universidad Central de Venezuela. Escuela de Ingeniera de Petróleo.
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MECANISMOS DE PRODUCCIÓNMECANISMOS DE PRODUCCIÓN | Publicado por Robert Romero en 21:56
Para la extracción del petróleo que se encuentra en los yacimientos es necesario
perforar pozos, estos constituyen la unidad fundamental de drenaje. Una vez
perforados los pozos estos comienzan a producir debido a la acción de fuerzas
naturales que desplazan los fluidos del yacimiento hasta los pozos productores. Estas
fuerzas naturales a medida que se va produciendo van disminuyendo, hasta el punto
donde el yacimiento alcanza su límite físico, las fuerzas capilares que se desarrollan
entre los fluidos y los poros de la arena que los contiene, dejan atrapados al petróleo
y este deja de fluir naturalmente, y es a partir de allí donde se aplican los
mecanismos de producción inducidos. De allí su clasificación:
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN NATURAL:
1. Compresibilidad de la roca y de los fluidos:
Al pozo estar en producción, se incrementa la diferencia entre la presión de
sobrecarga y la presión de poro, lo que ocasiona una reducción del volumen poroso
del yacimiento y la expansión o cambio en el volumen de los fluidos presentes.
Este tipo de mecanismo no importa si la presión del yacimiento se encuentra por
encima o por debajo de la presión de burbujeo. Este se ve influenciado
principalmente por fuerzas como: fuerzas capilares, fuerzas gravitacionales, y
fuerzas viscosas debidas a los diferenciales de presión y a potenciales de flujo.
2. Liberación de gas en solución:
Únicamente presente en los yacimientos cuya presión es menor que la presión de
burbuja (Yacimiento Saturado). Iniciando la movilización del gas hacia los pozos
productores una vez que la saturación del gas liberado exceda la saturación de gas
critica, haciéndose este móvil.
3. Segregación gravitacional:
Este mecanismo es característico de los yacimientos que presentan un alto
buzamiento, por lo que posee una alta permeabilidad vertical, permitiendo así una
fácil migración del gas hacia el tope. Esto permite que el flujo en contracorriente
mediante el cual el gas migra hacia la parte alta de la estructura y el petróleo hacia la
parte baja, por razones de diferencia de densidad, esto en respuesta de que las
fuerzas gravitacionales actuantes son mayores que las fuerzas viscosas presentes
4. Empuje por capa de gas:
Este mecanismo está presente en yacimientos que se encuentra a presiones inferiores
a la presión de burbujeo. En lo que existe una capa de gas, la cual tiende a
expandirse debido a la disminución de presión actuando esta como una fuerza de
empuje que obliga al petróleo a desplazarse
5. Empuje hidráulica:
Se presenta cuando existe una porción de roca con alta saturación de agua
(Acuífero). Debido a la expansión del agua del acuífero (a medida que se reduce la
presión), este invade el yacimiento, reemplazo a los fluidos que ya han sido extraído.
Este es uno de los mecanismos de producción más efectivo debido al constate
suministro de agua del acuífero, ya que no hay caída de presión en el sistema o cae
muy poco.
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN INDUCIDOS:
Inyección de fluidos:
Este mecanismo se aplica cuando los mecanismos de producción natural ya no son
eficiente (perdida de la presión del yacimiento), por lo que constituye un mecanismo
secundario (artificial) para restablecer la presión del yacimiento que se ha perdido
debido al tiempo de producción. Este consiste en inyectar agua por debajo de la capa
de petróleo o inyectar gas por encima de la misma o en algunos casos ambas, de
manera tal que funcione como un mecanismo de desplazamiento y mantenga la
presión.
Fuentes:
Escobar Macualo, Freddy Humberto; "Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos",
Clases de Ingeniería de Yacimientos II Ing. Angel Da Silva, Escuela de Ingeniería
de Petróleo UCV, Paris Ferrer, Magdalena . Inyección de Agua y Gas en
Yacimientos Petrolíferos. Segunda Edición. Maracaibo, Venezuela (2001) Versión
pdf. Pags 4, http://industria-petrolera.blogspot.com/2008/10/mecanismos-de-
produccon.html, http://4.bp.blogspot.com/_gZx5Bo5WX7s/SdWro9-JcdI/
AAAAAAAAABM/QQU4WBI7WDQ/s320/Dibujo.jpg,http://2.bp.blogspot.com/
_VZS47hCFeyM/ScJho2O2FxI/AAAAAAAAAFM/JS8gFQ2T7SA/s400/
Segragacion.bmp,http://2.bp.blogspot.com/_VZS47hCFeyM/Scg62nixNyI/
AAAAAAAAAGk/Ods8e7a21j4/s320/Empuje.bmp, http://3.bp.blogspot.com/
_wgH-RKkgvoc/RzeX7GeFG0I/AAAAAAAAAB8/tb_yDV2uSLM/s400/
Empuje+por+agua.bmp, http://www.textoscientificos.com/imagenes/petroleo/
recuperacion-asistida-co2-g.jpg, http://www.heavyoilinfo.com/feature_items/thai/
thaiprocesss.jpg
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GELESGELES | Publicado por Robert Romero en 21:17
El agua es el fluido más abundante en los campos petroleros, la misma puede
acarrear problemas cuando la producción de petróleo no es suficiente para
compensar los gastos asociados con el manejo del agua cuando su producción es
excesiva, entonces con el fin de minimizar el efecto de las canalizaciones de agua y
mitigar las heterogeneidades de las formaciones se aplica la inyección de geles
debido a que el taponamiento de canalizaciones por otros medios como los
mecánicos, cementaciones o silicatos no han sido eficaz ya que no pueden
circunscribirse estrictamente los niveles canalizados, lo cual convierte a la inyección
de geles en un método mas efectivo para el control de producción de agua en los
yacimientos, siempre y cuando éstos se inyecten apropiadamente, tanto en pozos
productores como en inyectores.
Los geles son polímeros mezclados con un gelificante. Estos pueden ser inyectados
a la formación con dos objetivos y características diferentes:
a) Geles de alta viscosidad u obturantes, principalmente aplicados para mitigar los
efectos de las heterogeneidades en proyectos de recuperación secundaria maduros
que muestran fuerte canalización de agua.
b) Geles de baja viscosidad, comúnmente utilizados para mejorar la eficiencia
volumétrica en la matriz heterogénea de la roca, antes de la irrupción del agua o,
como complemento, después de los tratamientos con geles obturantes.
Básicamente la inyección de geles consiste en taponar una canalización de agua, lo
que se traduce en gradientes de presión favorables para mejorar la eficiencia areal de
inyección (Imagen Izquierda). Si el tratamiento se efectúa en un pozo inyector, con
baja eficiencia de distribución vertical, se podrá corregir el perfil de inyectividad.
Esta corrección traerá aparejado un aumento de eficiencia areal de las capas que
comenzarán a recibir inyección de agua (Imagen Derecha).
Además, el hecho de que sea posible inyectar geles en volúmenes de cientos o miles
de barriles incrementa las posibilidades de que, a posteriori, la inyección contacte
partes no barridas del reservorio y aumente la recuperación de hidrocarburos. En fin
con este método se puede:
Modificar la permeabilidad en las zonas vecinas del pozo y en profundidad en
zonas con altas saturaciones de agua y alta permeabilidad (Puede aplicarse a
una permeabilidad máxima de 2.256 md.)
Taponar las zonas de alta producción de agua en pozos productores
Reducir la permeabilidad de las zonas“ladronas” en pozos inyectores,
mejorando la eficiencia volumétrica, aumentando de esta manera el factor de
recobro de petróleo
Los criterios de selección de pozos candidatos a ser tratados se resumen en:
Productores:
a) Alta Relación Agua Petróleo.
b) Acuífero de Fondo.
c) Pozos que operan en gas-lift, a fin de evitar el costo de pulling y alquiler de
herramientas.
Inyectores:
a) Pozos con antecedentes de pobre distribución vertical de la inyección.
b) Pobre Factor de Recobro (Comparado con el pronostico y/o otros patrones)
c) Baja eficiencia de recuperación secundaria en la malla.
d) Baja presión de inyección.
Los proyectos de inyección de geles deberían implementarse tempranamente en los
pozos productores canalizados y el caso de inyectores, cuando la acuatización haya
alcanzado a dos o más pozos de una malla, ya que la demora en la ejecución de estos
proyectos solo podría contribuir negativamente, aumentando los costos operativos
(mayor consumo de energía y productos químicos por el alto caudal de líquido) e
impidiendo que la eficiencia de barrido alcance un valor razonable.
Entre algunos resultados de la aplicación de geles es que se pueden obtener una
recuperación final de 783 Mbbl a 30 años o 962 Mbbl en igual período de tiempo, la
reducción de permeabilidad oscila entre un rango de 50 a 75%, presumiblemente, el
gel se ha alojado en las zonas más permeables. Este rango podrá variar en función de
la concentración utilizada, mientras que la distribución del tratamiento en las capas
será función de la permeabilidad, de la presión y de la saturación de agua. Puede
esperarse menor espesor contactado y más elevadas permeabilidades taponadas
cuanto menor sea el régimen de inyección. Esto implicará un menor volumen de
tratamiento para un costo operativo dado. En pozos productores la inyección se debe
realizar al menor régimen esto es necesario para evitar producir daño a los niveles
que deberían quedar en producción. En el caso de pozos inyectores, también se
requiere un bajo caudal de inyección, siempre teniendo en cuenta de no superar el
gradiente de fractura de la formación. En general no hay un método exacto que
permita establecer cuál será el volumen y concentración que deberán aplicarse tanto
en inyectores como productores. En pozos inyectores, el tratamiento deberá ser
suficientemente grande para minimizar la posibilidad de canalización de agua que
podría circular en proximidades del banco generado para terminar retomando las
vías de la canalización existente, por lo que puede decirse que los tratamientos en
pozos inyectores pueden tener un volumen entre 5 y 15 veces más del que debería
aplicarse en un pozo productor de la misma formación.
La inyección de geles se ha convertido en una tecnología aceptada y comprobada
con la que se ha trabajado durante los últimos 15 años, la misma no requiere de
complicados equipos y enormes volúmenes de tratamiento, por lo que puede
resumirse como una tarea sencilla. El equipamiento de superficie consiste de una
unidad de bombeo tipo triplex, una tolva alimentadora de polímero, un mezclador de
polímero y un sistema dosificador de gelificante. Todo este equipamiento puede
estar contenido en un tráiler montado en un semirremolque de mediana dimensión.
La operación está controlada electrónicamente. El seguimiento del proceso de
inyección se realiza con una frecuencia de 30 minutos.
Se ha aplicado en los siguientes países:
Argentina
Venezuela
China
Canadá
India
Rusia
Surinam