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Recuperación

Asistida

Recuperación Asistida

Facultad de Ingeniería

Universidad Nacional del Comahue

Álvarez Meier, Sofia

Introducción

• 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).

Introducción

• 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):

Datos de producción

Recuperación Primaria

Recuperación Primaria

  • El objetivo durante esta etapa es mantener la presión del yacimiento mayor a la presión en el fondo del pozo. Esto sucede naturalmente, o puede producirse de forma artificial.

  • Tasa de recuperación:15-20% OOIP

Recuperación por Empujes naturales

Empujes Naturales

  • Empuje por Gas Disuelto.
  • Empuje por Capa de Gas.
  • Empuje por expansión de la roca.
  • Empuje hidráulico (por efecto del acuífero).
  • Empuje por segregación gravitacional.

Métodos de extracción artificial

Métodos de Extracción Artificial

  • Bombeo por accionamiento mecánico
  • Bombeo por accionamiento hidráulico
  • Bombeo por cavidades progresivas (PCP)
  • Bombeo electro sumergible
  • Extracción con gas (Gas Lift)
  • Pistón accionado a gas (Plunger Lift)

Recuperación Secundaria

  • El objetivo durante esta etapa es obtener un aumento en el recobro, reemplazando el mecanismo primario de recuperación, por uno basado en el desplazamiento inmiscible.

  • Tasa de recuperación:15-20% OOIP

Recuperación Secundaria

Propiedades de las rocas

Propiedades de las rocas y de los fluidos

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.

Fuerzas Capilares

Fuerzas

Capilares

Ecuación de tensión interfacial:

Tensión Superficial e Interfacial

Tensión superficial: superficie de contacto entre líquido y vapor o aire.

Tensión Interfacial: superficie de contacto entre dos líquidos inmiscibles.

Humectabilidad

  • La mojabilidad afecta el comportamiento capilar y de desplazamiento de las rocas yacimiento.
  • Una medida de la humectabilidad es el ángulo de contacto.

Humectabilidad

Presión Capilar

Presión

Capilar

  • Se define como la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, uno mojante y otro no mojante.

  • Relación de la presión capilar con la tensión interfacial .

Drenaje e Imbibición

Drenaje e Imbibición

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.

Fuerzas Viscosas

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.

Fuerzas

Viscosas

Ley de Poiseuille, da la caída de presión para un flujo laminar a través de un tubo capilar.

Distribución de los Fluidos en el yacimiento

Distribución de los Fluidos en el Yacimiento

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.

Sor, Petróleo Residual

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.

Petróleo Residual

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%

Lazo poroso o Pore Doublet

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.

Pore Doublet

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:

Teoría VISCAP

Teoría VISCAP

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.

Mecanismos de de desplazamiento

Desplazamiento de fluidos inmiscibles

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.

Tipos de desplazamiento

  • Pistón sin fugas: Queda Sor en la zona invadida.

Tipos de desplazamiento de fluidos inmiscibles

Pistón con fugas: Queda Sor y petróleo móvil en la zona invadida.

Mecanismo de desplazamiento

Inyeción de agua en un yacimiento homogéneo.

Mecanismo de desplazamiento de una inyección de agua

  • Condiciones iníciales antes de la invasión.
  • La invasión a un determinado tiempo.
  • Llene: desplazamiento del gas móvil.
  • Ruptura: cuando se alcanza el llene. Aumento de producción de petróleo.
  • Posterior a la ruptura: aumento de producción de agua.

Condiciones iníciales antes de la invasión

Condiciones iníciales

  • Fluidos se mueven horizontalmente;
  • Saturaciones constantes;
  • Presión actual menor a la Presión de Burbuja original;
  • Fase de gas uniforme.

La invasión a un determinado tiempo

Invasión avanzada

  • Aumento de la presión;
  • Formación de banco de petróleo,
  • Formación de banco de agua.

Llene

Llene

La llegada del frente de petróleo a los pozos productores marca el final del período de llene.

Ruptura

Ruptura

La tasa de producción de petróleo aumenta hasta igualar la tasa de inyección de agua.

Cuando empieza a producirse una cantidad significativa de agua, se considera que se ha producido la ruptura del frente de agua en el pozo.

Posterior a la ruptura

Posterior a la ruptura

La producción de agua aumenta, hasta que económicamente ya no justifica continuar con la inyección.

Al terminar la inyección, la porción inundada contrendrá únicamente Sor y agua.

Teoría de desplazamiento o de

Buckley y Leverett

Teoría de desplazamiento de Buckley and Leverett

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.

Ecuación de Flujo Fraccional

Ecuación de flujo fraccional

  • Flujo lineal y continuo de dos fases;
  • Formación homogénea, Swc, tasa de inyección, presión, temperatura, área transversal al flujo, constantes.

Para la deducción, se considera sistema mojado por agua y desplazamiento de petróleo con agua.

Fuerzas que controlan el flujo fraccional de agua:

Fuerzas que controlan el flujo fraccional

  • Fuerzas Capilares: Aumentan el flujo fraccional.
  • Fuerzas Gravitacionales: Pueden disminuir o aumentar el flujo fraccional del agua, dependiendo la dirección de inyección del agua (buzamiento arriba o abajo).

Fuerzas viscosas: Dependen de las viscosidades de los fluidos y la permeabilidades efectivas al petróleo y al agua.

Curva típica de flujo fraccional

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.

Curva de Flujo Fraccional

Factores que afectan el Flujo Fraccional del agua

Factores que afectan al Fw

Factores que afectan la curva de flujo fraccional del gas

Factores que afectan al Fg

Ecuación de avance frontal o de la velocidad del frente de invasión

Ecuación de avance frontal

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.

Ecuación de velocidad de un frente de saturación constante

Ecuación

Para una tasa constante de inyección de agua, la velocidad de avance de un plano de saturación de agua constante es directamente proporcional a la derivada de la ecuación de fw evaluada a esa saturación.

Distribución de saturación, cuando existe zona estabilizada

Distribución

de saturación

  • El frente de invasión es un zona de extensión y forma definida que se mantiene con el tiempo.
  • Esta zona se estabiliza al poco tiempo de comenzar la inyección.

Longitud de la zona estabilizada, Lze:

No es posible resolver analíticamente la integral y por lo tanto deben utilizarse métodos numéricos o gráficos.

Longitud de la zona estabilizada

Determinación de la saturación

del frente de invasión, Swf

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.

Determinación de la saturación

Este perfil de saturación es físicamente imposible, ya que indica, que en un determinado punto del yacimiento puede coexistir múltiples saturaciones.

Solución de Buckley y Leverett

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.

Buckley y Leverett

Solución de Welge

Welge

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).

Aplicaciones de la teoría de desplazamiento

Aplicaciones

Conocida la saturación en el frente, puede determinarse con este ecuación, la distribución de la saturación a diferentes tiempos.

Cálculo de la Saturación Promedio de agua en el estrato en el momento de la ruptura, Swp.

Saturación promedio de agua

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.

Arreglos de pozos y eficiencia de barrido

Arreglo de pozos y eficiencia de barrido

Principales factores que controlan la inyección:

  • Eficiencia de barrido: fracción del volumen total invadido, que fue barrido efectivamente.

  • Arreglos de pozos: localización de los pozos inyectores, con respecto a los productores y a los límites del yacimiento.

Parámetros que caracterizan los arreglos de pozos

  • La relación d/a, donde:

d: distancia más corta entre líneas de pozos de distinto tipo.

a: distancia más corta entre pozos del mismo tipo.

  • La unidad del arreglo: Es la menor porción del arreglo que lo representa.

  • La razón pozos de inyección a pozos de producción, RPI/PP:

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.

Parámetros de los arreglos

Arreglos de Pozos

Tipos de Arreglos

  • RPI/PP=1
  • Arreglo de 5 pozos más usado.
  • Línea directa mayor eficiencia de barrido.

Razón de Movilidad, M

Eficiencias de Barrido

Eficiencia de Barrido

Eficiencia de Barrido Volumétrico, EV

Eficiencia de Barrido Vertical, Ev

Eficiencia de Barrido areal, Ea

Es la fracción del área horizontal del yacimiento donde ha ocurrido el proceso de recuperación secundaria:

Eficiencia de Barrido Areal, Ea

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:

  • Geometría de los pozos de inyección y producción (d/a).
  • Razón de movilidad: La EA disminuye cuando M aumenta.
  • Volumen de fluidos inyectados: La EA aumenta con el volumen de fluidos inyectados y, por lo tanto, con el tiempo.

Eficiencia de barrido vertical, Ev

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:

  • Heterogeneidad del yacimiento: A mayor heterogeneidad, menor Ev.
  • Razón de movilidad: cuando M aumenta, la Ev disminuye.
  • Volumen de fluido inyectado: Ev aumenta cuando aumenta el volumen de fluidos.
  • Flujo cruzado entre capas: La Ev es intermedia entre yacimiento uniforme y yacimiento estratificado sin flujo cruzado.

Eficiencia de barrido volumétrico, 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

  • Indice de inyectividad: Variación del caudal inyectado en función de la presión de inyección, por unidad de espesor de la formación. A mayor II, mayor eficiencia de barrido.
  • Fuerzas de gravedad: negativas para la EV.
  • Efecto de la tasa de flujo:

-Fuerzas viscosas: proporcionales a la tasa de flujo;

-Fuerzas capilares: en rocas mojadas por agua, aumenta la eficiencia de barrido.

Movilidad y Razón de movilidad, M

  • La movilidad es la facilidad con la que un fluido se mueve en el yacimiento.
  • M es la relación existente entre la movilidad de la fase desplazante y la fase desplazada.

  • M<1 favorable
  • M>1 desfavorable

La eficiencia de barrido y la recuperación de petróleo tienden a disminuir a medida que M aumenta.

Inyección de Agua

vs

Inyección de Gas

Características para diseño:

  • Externa: yac. con estructura que favorezca la inyección (anticlinal); mala descripción yacimiento
  • Dispersa: bajo buzamiento, gran extensión areal, gran densidad de pozos.

Características para diseño:

  • Yac. de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace al petróleo;
  • Altas permeabilidades verticales >200md.

Inyección de Agua:

Inyección de Gas:

Yac. alto relieve estructural

Mayor eficiencia de barrido

Selección del Fluido a Inyectar

No cantidades suficientes

Mw/oil < Mgas/oil

Menor viscosidad que agua

Reduce contaminación

Menor eficiencia de barrido

Aumenta presión del yacimiento

EOR: Enhanced Oil Recovery

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.

Recuperación Terciaria

Objetivo del EOR

Mejorar Razón de Movilidad

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.

Objetivos del EOR

Número Capilar

Aumenta si se baja la viscosidad del petróleo, se aumenta la viscosidad de la fase desplazante o se reduce la tensión interfacial.

Métodos Térmicos

Métodos Térmicos

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).

Inyección de fluidos

Los métodos térmicos que implican la inyección de fluidos se puede clasificar en:

  • Inyección de agua caliente
  • Inyección vapor

Inyección de fluidos

Inyección de agua caliente

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.

Inyección de agua caliente

Ventajas

  • Mejoramiento de la movilidad del petróleo al reducir su viscosidad.
  • Reducción del petróleo residual por altas temperaturas.

Desventajas

La tasa máxima de inyección es menor comparada con una inyección de vapor. (En cuestiones de energía)

Inyección de vapor

  • Continua
  • Huff and Puff

Inyección de vapor

Inyección Continua de vapor

  • Método de empuje en arreglos, como inyección de agua.
  • La eficiencia depende del tamaño del arreglo.
  • El vapor se inyecta continuamente en el pozo inyector.
  • El recobro de petróleo puede superar el 50%.

Inyección continua de vapor

Diseño para Inyección de vapor:

  • Gravedad < 25°API;
  • Profundidad: 300-3300ft (hasta 1000m);
  • Permeabilidad > 200md;
  • Contenido de arcillas bajo.

Factores desfavorables:

  • Fuerte empuje de agua;
  • Capa grande de gas;
  • Fracturas extensivas.

Inyección alternada o cíclica de vapor

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.

Inyección alternada de vapor

Condiciones de diseño:

  • Gravedad <16°API
  • Contenido de arcillas bajo.
  • Profundidad <3000ft;
  • Yacimientos con un buen empuje.

Combustión in situ

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:

Procesos In Situ

Combustión “hacia adelante”

Combustión Convencional

  • La zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos.
  • El aire (aire enriquecido con oxigeno) se inyecta para oxidar el petróleo.

  • Cuando avanza la combustión, ocurre el craqueo del petróleo (depósito de coque);
  • Reducción de la viscosidad.
  • La zona de combustión actúa como un pistón, y debe quemar o desplazar todo lo que se encuentre delante antes de su avance.
  • Una vez que ocurre la ruptura en el productor, las temperaturas en el pozo aumentan excesivamente y la operación se vuelve cada vez más difícil y costosa.

Problemas de corrosión, de gases residuales, erosión,otros.

Combustión en reverso

  • Es como la combustión convencional, pero la formación se enciende en los productores, no en los inyectores.
  • La zona de combustión se mueve en contra de la corriente de aire, en la dirección hacia donde aumenta la concentración de oxigeno.

Combustión en Reverso

Parámetros a considerar:

  • La combustión en reverso no es tan eficiente como la convencional.
  • Requiere el doble de la cantidad de aire que una combustión convencional.
  • Fuerte tendencia a la combustión espontánea.

Combustión Húmeda

  • También denominada como COFCAW (Combinación de combustión convencional más inyección de agua).

  • Constituye una SOLUCIÓN para la utilización ineficiente del calor almacenado detrás del frente de combustión.
  • El empuje con vapor, seguido de un fuerte empuje de gas, es el principal mecanismo que actúa en el recobro del petróleo.
  • El petroleo recobrado se encuentra en el orden del 50% .

Combustión Húmeda

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.

Mecanismos de Desplazamiento

Movilización por baja tensión

Movilización Miscible

Movilización por solubilización y ensanchamiento

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.

Mecanismos de Desplazamiento

Microemulsiones

Diagrama de Winsor

Las microemulsiones, son sistemas monofásicos dentro de los cuales un surfactante hace posible la coexistencia, a escala casi molecular, de petróleo y agua.

Métodos No Térmicos

Métodos no Térmicos

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.

Invasiones Químicas

Métodos Químicos

  • Invasión con Polímeros
  • Invasión con Surfactantes
  • Invasión Alcalina
  • Invasión Miscelar

Inyección de polímeros

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.

Invasión con Polímeros

Con polímeros se han logrado incrementos del recobro de petróleo del orden del 5%.

Polímeros usados

Polímeros

Los polímeros más utilizados son solubles en agua e insolubles en petróleo:

  • Poliacrilamida;
  • Polisacáridos--> resistentes a la rotura mecánica
  • Glicoles o glicerinas.

Factores que afectan a los polímeros:

  • Los biopolímeros pueden originar taponamiento.
  • La alta salinidad y temperatura degrada los polímeros;
  • Los esfuerzos de corte también los degradan (poliacrilamida).
  • Las soluciones de polímeros son clasificadas como fluidos pseudo-plásticos.
  • Un material pseudo-plástico es uno que exhibe una resistencia más baja a fluir cuando la tasa de corte incrementa.

Fluidos Newtonianos

Modelo de Ley de Potencia

Reología

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]

Modelo de soluciones de polímeros

Factores a tener en cuenta

Otros Factores

  • Solvente: el agua destilada es un buen solvente. Un aumento de salinidad lleva una reducción de la viscosidad.

  • Concentración de polímeros: su incremento genera incremento de la viscosidad aparente, no siempre de forma proporcional.

  • Retención de polímeros: adsorción de los polímeros en los minerales del yacimiento.

Surfactantes

Invasión con Surfactantes

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.

Proceso de invasión

  • Se debe inyectar primero agua con una cierta salinidad para poder mantener la tensión interfacial entre el petróleo y el surfactantes en el orden de 0.01 a 0.001 dinas/cm;

  • Para asegurarse de que la movilidad este bien controlada, el tapón de surfactante se empuja con determinado volumen de solución de polímeros.

Invasión con Surfactantes

Principales limitaciones de los surfactantes:

  • La adsorción por la superficie de la roca.
  • A las interacciones con los minerales.

El sulfonato de petróleo es menos susceptible a dichas limitaciones, por eso es exitoso en los procesos de invasiones químicas.

Invasiones Alcalinas

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.

Invasiones Alcalinas

Permite que el petróleo sea producido por uno de los siguientes mecanismos:

  • Reducción de la tensión interfacial;
  • Cambio de humectabilidad;
  • Solubilización de las películas rígidas de petróleo en la interfase petróleo-agua.

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.

Ventajas y Desventajas de la invasión alcalina

Ventajas proceso

Ventajas

Desventajas

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

Invasión miscelar o microemulsión

Invasiones Miscelares

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.

Invasiones Miscibles

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.

Métodos Miscibles

Procesos Miscibles – Criterios de Diseño

• Gravedad > 25°API

• Presión > 1100lpc

• Profundidad >2000ft

Tapones Miscibles

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.

Proceso de tapones miscibles

  • La presión en el reservorio debe ser tal que garantice la miscibilidad del tapón y el petróleo en el yacimiento.
  • Profundidad > 1600ft.

Inyección de CO2

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

Invasión con CO2

  • Gravedad > 25°API
  • lo suficientemente profundos como para estar por encima de la PMM (presión mínima de miscibilidad).

Inyección de Nitrógeno

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.

Invasión con Nitrógeno

Parámetros a considerar:

• Crudo liviano > 35°API; saturado de metano.

• Yacimiento a profundidad > 5000ft.

Recuperación asistida por bacterias (MEOR)

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.

Recuperación Bacteriana

Proceso de fermentación bacterial in-situ

Fermentación in situ

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:

  • Degradación y alteración del petróleo.
  • Desulfurización del petróleo.
  • Re-presurización parcial del reservorio por la liberación de gases como el metano y el CO2.
  • Incremento de la permeabilidad de la rocas carbonáticas en yacimientos calcáreos debido a ácidos orgánicos producidos por bacterias anaeróbicas.

Criterios de selección

El MEOR se puede aplicar en yacimiento donde:

  • Permeabilidad > 175mD,
  • Temperatura < 75°C,
  • Presión < 900 atm,
  • Porosidad es 50% > 5*viscosidad,
  • Saturación de petróleo > 50%
  • Viscosidad de petróleo si es <a 20 cp (se usa surfactante) y si está entre 20 y 200 cp (se usa viscosificador)

Diseño de Recuperación

VENTAJAS:

  • Los microorganismos y nutrientes inyectados son baratos, fáciles de obtener y manejar el campo.
  • Es práctico al momento de aplicar con un equipo de producción convencional.
  • El efecto al ambiente es prácticamente nulo.

Fin de Presentación

Muchas gracias por su atención

Imágenes extraídas del libro Inyección de agua y gas en Yacimientos Petrolíferos, Magdalena Paris de Ferrer, 2001.

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