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• Un 83% de la producción petrolera de YPF y un 78% de su extracción gasífera proviene de yacimientos con un alto grado de madurez. (gerente de Ing. de Reservorios de YPF, Gastón Conci-21 de octubre de 2015).
• Producción de petróleo (más gasolina) anual, en la Argentina, según IAPG:
• Datos facilitados por la Gerencia de Estadísticas del IAPG, sobre el estado de los pozos en el mes 06 del año corriente (2017):
Conocer las propiedades de los elementos que componen el reservorio: rocas y fluidos, peromite entender el comportamiento del desplazamiento inmiscible de un fluido por otro.
Tensión superficial: superficie de contacto entre líquido y vapor o aire.
Tensión Interfacial: superficie de contacto entre dos líquidos inmiscibles.
La Imbibición se refiere al proceso que produce un aumento de saturación de la fase mojante y el Drenaje produce una disminución de la saturación de la fase mojante.
El Efecto de las fuerzas viscosas se observa en la caída de presión que ocurre como resultado del flujo de un fluido a través de un medio poroso.
Ley de Poiseuille, da la caída de presión para un flujo laminar a través de un tubo capilar.
La teoría de los canales de flujo propone que cada fluido que satura una roca, se desplaza a través de su propia red de canales de flujo interconectados.
La humectabilidad es el factor que más afecta.
Vieja idea: petróleo residual no contacta la roca.
El Sor es el petróleo que permanece en la zona barrida del yacimiento, luego de un proceso de desplazamiento. Depende de la humectabilidad de la roca y del fluido desplazante.
Localización del Sor en sistemas mojados por agua: dos teorías:
Idea de canal de flujo: canal de petróleo y canal de agua
Sistemas mojados por agua: Sor≈35%
Sistemas mojados por petróleo: Sor≈15%
Sistemas de mojabilidad intermedia: Sor≈20%
Es un modelo para estudiar el entrampamiento del petróleo.
En un medio poroso real existirían miles de lazos de flujo de este tipo: unos combinados en paralelo y otros combinados en serie.
En imbibición libre, el frente r2 avanza más rápidamente, y en imbibición restringida, los canales de menor diámetro son los que permiten un avance de frente mayor.
Ecuación de Poiseuille:
El objetivo es aumentar la razón VISCAP.
Moore y Slobod demostraron que se puede disminuir el Sor cuando las fuerzas viscosas y capilares se balancean.
El petróleo crudo, en esta etapa, sale de los poros de la roca del yacimiento, por el empuje de un fluido asociado al petróleo como el gas, o por acumulación de otros fluidos como el agua.
Pistón con fugas: Queda Sor y petróleo móvil en la zona invadida.
Inyeción de agua en un yacimiento homogéneo.
Se utiliza para estudiar el desplazamiento de un fluido humectante por otro humectante o viceversa. La mayor limitación de esta teoría es que se aplica a un sistema lineal.
Para la deducción, se considera sistema mojado por agua y desplazamiento de petróleo con agua.
Fuerzas viscosas: Dependen de las viscosidades de los fluidos y la permeabilidades efectivas al petróleo y al agua.
La curva de flujo fraccional es de gran utilidad en la predicción y análisis del comportamiento de yacimientos durante una invasión de agua o de gas.
Si se considera que el agua está desplazando al petróleo, la ecuación determina la velocidad de avance de un plano de saturación de agua constante que se mueve a través de un sistema poroso lineal, en el cual se está inyectando un fluido a una tasa qt.
No es posible resolver analíticamente la integral y por lo tanto deben utilizarse métodos numéricos o gráficos.
A un tiempo dado posterior al comienzo de la inyección (Wi=cte), se puede representar la posición de diferentes planos de saturación.
Este perfil de saturación es físicamente imposible, ya que indica, que en un determinado punto del yacimiento puede coexistir múltiples saturaciones.
Este perfil de saturación es físicamente imposible, ya que indica, que en un determinado punto del yacimiento puede coexistir múltiples saturaciones.
El método consiste en trazar una vertical de manera que las áreas encerradas a la derecha (área A) y a la izquierda de ella (área B), sean iguales.
De la ecuación propuesta por Calhoun, para la Swf, Welge despeja la derivada de flujo fraccional en función de saturación, obteniendo:
Luego de manera gráfica se puede determinar la saturación de agua del frente de invasión según Welge, trazando una linea tangente a la curva de flujo fraccional que pase por la Swf (S del frente de invasión).
Conocida la saturación en el frente, puede determinarse con este ecuación, la distribución de la saturación a diferentes tiempos.
Swp se obtiene a partir de despejar en la siguiente ecuación:
Gráficamente, se puede determinar la Swp intersectando a la curva fw vs Sw con la recta tangente que pase por el punto donde se desea la Swp.
Principales factores que controlan la inyección:
d: distancia más corta entre líneas de pozos de distinto tipo.
a: distancia más corta entre pozos del mismo tipo.
Esta razón se calcula dividiendo el número de pozos inyectores
que afectan directamente a cada productor, entre el número de
pozos productores que reciben ese efecto directo de un inyector.
Es la fracción del área horizontal del yacimiento donde ha ocurrido el proceso de recuperación secundaria:
Se relaciona con algunos factores relacionados a las propiedades de las rocas y del sistema roca-fluidos (Kr, Pc), que tienen una influencia directa sobre el volumen de roca invadida por el fluido inyectado.
Además, existen otros factores como:
Es la fracción del área vertical del yacimiento contactada por el fluido desplazante, referida al área vertical total del yacimiento.
Factores que afectan la Ev:
Se define como la fracción del volumen total del yacimiento que entra en contacto con el fluido desplazante.
Factores que afectan la eficiencia de barrido
-Fuerzas viscosas: proporcionales a la tasa de flujo;
-Fuerzas capilares: en rocas mojadas por agua, aumenta la eficiencia de barrido.
La eficiencia de barrido y la recuperación de petróleo tienden a disminuir a medida que M aumenta.
Características para diseño:
Características para diseño:
Yac. alto relieve estructural
Mayor eficiencia de barrido
No cantidades suficientes
Mw/oil < Mgas/oil
Menor viscosidad que agua
Reduce contaminación
Menor eficiencia de barrido
Aumenta presión del yacimiento
Técnicas de recuperación de petróleo que mejoran la recuperación lograda por métodos primarios y/o secundarios, o que se emplean desde el comienzo de la vida productiva del yacimiento.
Se busca disminuir M, ya que cuando disminuye, la eficiencia de barrido aumenta, mejorando el recobro de petróleo.
Se puede disminuir aumentando el Número Capilar.
Número Capilar
Aumenta si se baja la viscosidad del petróleo, se aumenta la viscosidad de la fase desplazante o se reduce la tensión interfacial.
El objetivo en la aplicación de tales métodos es la reducción de la viscosidad del petróleo con la finalidad de mejorar su movilidad, por lo cual son especialmente adecuados para petróleos viscosos (15°API).
Los métodos térmicos que implican la inyección de fluidos se puede clasificar en:
Es un proceso de desplazamiento en el cuál el petróleo se desplaza inmisciblemente, por agua caliente.
Es el método térmico de recuperación más simple y seguro.
Ventajas
Desventajas
La tasa máxima de inyección es menor comparada con una inyección de vapor. (En cuestiones de energía)
Diseño para Inyección de vapor:
Factores desfavorables:
Se denomina así por la alternatividad que existe entre las etapas de inyección de vapor y de producción de petróleo en un mismo pozo.
El período de inyección puede durar hasta tres semanas.
Condiciones de diseño:
La combustión in situ o invasión con fuego, es un método único debido a que una porción del petróleo del yacimiento (cerca del 10%) se quema para generar el calor, obteniéndose una alta eficiencia térmica.
Existen tres tipos de procesos de combustión en el yacimiento:
Problemas de corrosión, de gases residuales, erosión,otros.
Parámetros a considerar:
Cuando el AGUA se inyecta en el pozo inyector en una operación de combustión convencional, se logra la recuperación de calor, ya que toda o parte del agua se vaporiza y pasa a través del frente de combustión, con lo cual transfiere calor delante del frente.
En la formulación óptima la TIF entre petróleo y la solución acuosa puede llegar a 0,0001 dina/cm --> 100% de recobro.
Depende de sistema trifásico: microemulsión, agua y petróleo.
Mecanismo de movilización de surfactantes.
La fase acuosa forma una sola fase con el petróleo, eliminando las presiones capilares (desaparece interfase).
Se obtiene con soluciones de alcohol o concentradas de surfactantes.
Se suele usar al inicio de desplazamiento con surfactante/polímero.
La capacidad de solubilización de la microemulsión viene dada por las condiciones de equilibrio en las que se encuentre con respecto a las fases acuosa o petróleo o ambas.
La solubilización de la emulsión puede reducir la viscosidad delpetróleo, aumentando su movilidad.
Las microemulsiones, son sistemas monofásicos dentro de los cuales un surfactante hace posible la coexistencia, a escala casi molecular, de petróleo y agua.
Abarcan los procesos químicos y los miscibles.
Los métodos químicos abarcan la inyección de polímeros, surfactantes, cáusticos y combinaciones.
Los métodos miscibles son empujes misclibles a alta presión, usando gas de hidrocarburo, nitrógeno o dióxido de carbono.
La inyección alternada de agua y gas se conoce como proceso WAG.
Consiste en añadir al agua de inyección polímeros antes de que sea inyectada al yacimiento.
El tapón de polímero hace que mejore la razón de movilidad agua - petróleo, lo que resulta en mejor desplazamiento y barrido más completo.
Con polímeros se han logrado incrementos del recobro de petróleo del orden del 5%.
Los polímeros más utilizados son solubles en agua e insolubles en petróleo:
Factores que afectan a los polímeros:
Estos fluidos son puramente fluidos viscosos en la dirección de varias tensiones de corte con el shear rate, en acuerdo con la ley de Newton de viscosidad:
τ ϒτ ϒT= Tensíon de Corte [Pa]
u= Viscosidad newtoniana [Pa-s]
y= Velocidad de deformación [1/s]
El modelo Ostwald de Waele se usa para describir muchas soluciones pseudoplásticas o dilatantes:
T= Tensión de Corte [mPa]
K= índice de consistencia [mPa-s^n]
y= Velocidad de deformación [1/s]
n= Ley de energía sobre índice de comportamiento de flujo, [dimensional]
Los surfactantes son compuestos orgánicos provenientes de petróleo y otros aditivos, que mezclados a bajas concentraciones en agua reducen la tensión interfacial.
Los más utilizados son sulfonatos de petróleo derivados de petróleo crudo, poco costosos, fáciles de obtener en grandes cantidades y con alta actividad interfacial.
El principal objetivo de este proceso es recobrar el petróleo residual. Como beneficio secundario puede mejorar la eficiencia de barrido volumétrico.
Principales limitaciones de los surfactantes:
El sulfonato de petróleo es menos susceptible a dichas limitaciones, por eso es exitoso en los procesos de invasiones químicas.
Proceso de emulsificación in situ: Requiere adicionar al agua de inyección ciertas sustancias químicas como hidróxido de sodio, silicato de sodio, o carbonato de sodio, las cuales reaccionan con los ácidos orgánicos que contiene el petróleo del yacimiento.
Permite que el petróleo sea producido por uno de los siguientes mecanismos:
Tapón de polímeros entre el tapón de cáustica y el agua de inyección protege la integridad de la solución alcalina, y mejora la eficiencia de barrido.
Problemas de corrosión en tuberías
Proceso económico
Mejor control de movilidad que inyectando con gas
Proceso no apto para yacimientos carbonáticos
Es aplicable a amplio rango de petróleos
El yeso y la anhidrita pueden precipitar en los pozos
La tensión interfacial debe ser menor a 0,01 dinas/cm
Dosificar el agua para la inyección es fácil
Consiste en la inyección de un tapón micelar seguido por un tapón de polímero empujado con agua; a menudo se inyecta un preflujo delante del tapón micelar para acondicionar la roca.
La solución micelar que se utiliza está formada por agua, un hidrocarburo, 10-15% de surfactante, junto con pequeñas cantidades de sal y un alcohol adecuado; este último para controlar la viscosidad y el comportamiento de fase.
Una solución miscelar (menos móvil que el petróleo in situ y el agua) puede desplazar el petróleo y el agua en forma miscible. El polímero amortiguador debe ser menos móvil que el tapón para retardar la disolución de éste por el empuje de agua.
El proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente.
Como resultado, la tensión interfacial entre los dos se reduce a cero (no existe interfase), en número capilar se hace infinito y el desplazamiento de petróleo se asegura en un 100% en los poros que son barridos por el agente desplazante.
Procesos Miscibles – Criterios de Diseño
• Gravedad > 25°API
• Presión > 1100lpc
• Profundidad >2000ft
El desplazamiento se da por la inyección de algún solvente líquido miscible después del primer contacto con el petróleo del yacimiento. La figura presenta un esquema del proceso LPG: se inyecta un tapón (2-5% VP) de propano u otro LPG, el cual se empuja con gas natural, gas pobre, o gas de combustión, seguido de agua.
El CO2 puede bajar la viscosidad de petróleos pesados, pero el mecanismo principal en el caso de petróleos livianos es el desplazamiento miscible.
El esquema recomendable es la inyección de un tapón de CO2 de 5% del VP, seguido por agua (de la forma WAG), hasta que cerca del 20% de CO2 se haya inyectado
Cuando se inyecta N2 en un yacimiento, éste forma un frente miscible por vaporización de componentes livianos presentes en el crudo.
Cuando el frente de gas alcanza un alto grado de enriquecimiento, se hace miscible con el crudo de la formación.
En ésta etapa, la interfase entre el crudo y el gas desaparece, formándose una mezcla homogénea de ambos fluidos.
Parámetros a considerar:
• Crudo liviano > 35°API; saturado de metano.
• Yacimiento a profundidad > 5000ft.
Es un método de mejoramiento de producción de petróleo mediante el uso de aplicaciones biotecnológicas.
Hay dos componentes esenciales: microbios (indígenas o exógenos) y nutrientes (in situ o ex situ).
En las condiciones adecuadas, generan biopolímeros y bio surfactantes.
En el proceso de "fermentación bacterial in situ" una combinación de mecanismos es la responsable de la estimulación de la producción o el mejoramiento en la recuperación de petróleo.
Algunos mecanismos son:
El MEOR se puede aplicar en yacimiento donde:
VENTAJAS:
Imágenes extraídas del libro Inyección de agua y gas en Yacimientos Petrolíferos, Magdalena Paris de Ferrer, 2001.