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