Exposición sobre recuperación de yacimientos

1. Universidad Popular De
La Chontalpa
UNIDAD IV. EFICIENCIA DEL
DESPLAZAMIENTO.
H. Cárdenas Tab. A 2 de Octubre del 2015
Campus Universitario
INGENIERÍA QUÍMICA PETROLERA
EQUIPO
4
QUE PRESENTAN:
Juan Alfonso Cerino García
Juan Antonio De la cruz Badal
Jorge Reyes Valencia

2. OBJETIVOS
• Conocer y definir los conceptos de miscibilidad e inmiscibilidad
mediante la descripción de los métodos de recuperación mejorada
para el entendimiento de la eficiencia de los desplazamientos
miscibles e inmiscibles.
• Describir los tipos de desplazamientos inmiscibles para el
conocimiento de los mecanismos de empuje y tipos de fluidos a
utilizar.
• Mencionar el recobro del mejoramiento de un pozo a partir de la
recuperación mejorada de yacimientos mediante la clasificación
de los mecanismos de desplazamiento miscible.

3. INTRODUCCIÓN
• La energía natural que permite el desplazamiento de los fluidos
en el reservorio (energía natural existente en los fluidos del
reservorio), no permite una recuperación total de los
hidrocarburos en el reservorio, permitiendo que una importante
cantidad de petróleo y/o gas permanezca en el subsuelo. Los
métodos desarrollados involucran el mantenimiento de la
presión de un reservorio a través de la inyección de algún
fluido, que incremente la energía natural. Según F. W. Cole
(Reservoir Engineering fases fluidas, los fluidos son
considerados inmiscibles y existe una tensión interfacial entre
las fases Manual – 1969).

4. Conceptos fundamentales
• Una emulsión se puede definir como una preparación compuesta a base
de dos líquidos inmiscibles de los cuales uno está distribuido en el otro
en forma de pequeñas gotas estabilizadas por un tercer componente, el
agente emulsionante.
• Tensión superficial: En el seno de un líquido, las moléculas se atraen
entre sí estas fuerzas de atracción, que son una combinación de fuerzas
de Van Der Waals y de las fuerzas electrostáticas que están en equilibrio.
En la superficie del líquido, estas fuerzas no están balanceadas ya que
no hay moléculas de líquido en la parte superior. La resultante es una
fuerza perpendicular a la superficie. Puede decirse que la superficie del
líquido, por la acción de esta fuerza tiende a contraerse.
• Tensión interfacial: es el resultado de efectos moleculares por los cuales
se forma una interfase o superficie que separa estos fluidos.

5. • El petróleo pesado no tiene habilidad para salir por sí mismo de los poros
de la roca del yacimiento en los cuales se encuentra, más bien sale por
el empuje que puede generar la acumulación de un fluido inmiscible,
como lo es el agua o el gas. A este proceso se le conoce
como desplazamiento de fluidos inmiscibles. Generalmente los fluidos
desplazantes son el gas y el agua, y el desplazado es el petróleo.
•
La inundaciones miscibles siguen siendo en mayor parte unos de los
métodos más intrigantes de recuperación mejorada debido a su
potencial para recuperar todo el petróleo y uno de los más
desesperante, porque sólo en raros casos tienen rendimientos reales en
campo que llegan a acercarse a la alta recuperación potencialmente
posible de la eficiencia de este proceso.

6. Presión en el reservorio
La presión del reservorio puede ser mantenida por:
• Inyección de agua y/o gas natural,
• Inyección de fluidos miscibles,
• Una combinación de los anteriores,
De estos métodos, la inyección de agua es el método preferido debido a
(1) disponibilidad de agua, (2) relativa facilidad con que el agua es
inyectada, (3) facilidad con que el agua se esparce a través de
formaciones mojables al petróleo y (4) eficiencia del agua para desplazar
al petróleo.
La distribución del agua, petróleo y gas en el espacio poroso para
cualquier nivel de saturación en el reservorio está determinada por (1)
características de mojabilidad de la roca y (2) tensión interfacial entre las
fases inmiscibles.

7. Historia en la inyección de pozos
La primera inyección ocurrió
accidentalmente cuando el agua,
proveniente de algunas arenas acuíferas
poco profundas o de acumulaciones de
aguas superficiales, se movía a través de las
formaciones petrolíferas, entraba al
intervalo productor en los pozos perforados
e incrementaba la producción de petróleo
en los pozos vecinos. En esa época se pensó
que la función principal de la inyección de
agua era la de mantener la presión del
yacimiento y no fue sino hasta los primeros
año de 1980, cuando los operadores notaron
que el agua que había entrado a la zona
productora había mejorado la producción.

9. DESPLAZAMIENTO INMISCIBLE
• La miscibilidad para reservorios de petróleo se define como la
condición física entre dos o más fluidos que les permitirá
mezclarse en todas las proporciones sin la existencia de una
interface. Por otro lado, si una cantidad de fluido se adiciona a
otro, y si se forma dos fases fluidas, los fluidos son considerados
inmiscibles y existe una tensión interfacial entre las fases.

10. Tipos de desplazamiento
En un medio poroso el desplazamiento de dos fluidos inmiscibles puede ser dos
tipos:
• Pistón sin fugas: ocurre cuando el petróleo remanente en la zona invadida no
tiene movilidad.
• Pistón con fugas: en este caso el petróleo remanente tiene movilidad y ocurre
flujo de dos fases en la zona invadida donde la saturación de petróleo es mayor
que la residual.

12. Mecanismos de desplazamiento

13. Mecanismo de desplazamiento
1. Condiciones iniciales
Se supone un yacimiento con presión actual menor a la de burbujeo, donde
existe una fase de gas presente, la cual también se supone uniforme a través
del yacimiento.
2. La invasión a un determinado tiempo
La presión del yacimiento aumenta mientras ocurre la inyección de agua,
dicha presión es mayor alrededor de los pozos inyectores y declina hacia los
productores. A medida que ocurre la invasión parte del petróleo se desplaza
hacia adelante para formar un banco de petróleo. El banco de agua se forma
detrás del de petróleo, junto con el petróleo residual.
3. Llene
Todo el gas que no está atrapado se desplaza de la porción inundada del
yacimiento antes de que se produzca el petróleo, esto es conocido como
llene, y es necesario que la acumulación de agua inyectada sea igual al
volumen del espacio desocupado por el gas móvil en el yacimiento para que
se pueda lograr el llene.

14. Mecanismo de desplazamiento
4. Ruptura
Una vez que se comienza una producción significativa de agua es signo de
que se ha producido la ruptura del frente de agua en el pozo.
5. Posterior a la ruptura
Durante esta etapa aumenta la producción de agua a expensas de la de
petróleo. En esta fase final de inyección, aumenta el área barrida, lo cual
provee suficiente producción de petróleo para que se justifique la
continuación de la inyección. El proceso finalizará cuando no sea
económico. Al llegar la etapa de agotamiento de la inyección de agua, la
porción inundada del yacimiento contendrá sólo petróleo residual y agua.

15. DESPLAZAMIENTO MISCIBLE
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 interfase, el
número capilar se hace infinito y desplazamiento al 100% del
petróleo en los poros si la razón de movilidad es favorable.

16. Clasificación de desplazamientos miscibles

17. 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 interfase 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.

18. 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 del tapón.

19. 3. Empuje con gas vaporizante o 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.
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.

20. 4. Inyección
4.1 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.

21. 4.2. 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.

22. 4.2.1. 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.

23. 4.2.2 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 en 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.

24. 4.2.3 Inyección con 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 frente miscible se forma por la vaporización de componentes
livianos en el crudo.

25. CONCLUSIÓN
La inyección de agua es un elemento esencial en las modernas operaciones
de campos petroleros, mejora la recuperación de petróleo para agregar
valor a los activos. Los aspectos técnicos y económicos de la inyección de
agua son de igual importancia a los aspectos mas tradicionales de la
operación de campos petroleros y planificación.
Tomando en cuenta los aspectos señalados, el recobro de gas por inyección
de agua es en general menor por inyección de gas. Para poner en marcha
un proyecto de inyección de agua este de ser bien evaluado, considerando
perfectamente todas las pruebas de laboratorio que señalen la eficiencia
del desplazamiento de gas por agua.

26. BIBLIOGRAFIÁ
• CARRILLO, B. L., 2006. Desplazamiento inmiscible. Cap. II.
• Johns, R.T., Fayers, J.F., and Orr, F.M. Jr.: “Effect of Gas Enrichment and
Dispersion on Nearly Miscible Displacement in Condensing/Vaporizing
Drives,” paper SPE 24938 presented at the 1992 SPE Annual Technical
Conference and Exhibition, Washington, DC, 4–7 October.
• París, M.: Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Ediciones
Astro Data S.A., Maracaibo, Venezuela, 2001.
Sitios web
• http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Inmis
cible102.html
• http://modelaje-de-pozos.blogspot.com/2008/01/anlisis-de-simulacin-
para-interaccin.html