TRABAJO ESPECIAL DE GRADO




TUTOR ACADMICO: Ing. Carlos Gil.

TUTOR INDUSTRIAL: Ing. (MSc). Yanira Acasio.

Presentado ante la Ilustre

Universidad Central de Venezuela

Por el Tec. Medio. Useche. L Yino. R

C.I. V-13.642.889

Para optar al Ttulo de

Ingeniero de Petrleo

Caracas, Junio 2013

DEDICATORIA

iii

DEDICATORIA

A mis dos madres amadas. Rosa () y Ana, por brindarme el amor, la educacin, el

apoyo y la comprensin; por ser un ejemplo en mi vida y hacerme una persona de

principios.

A mi gran Amor Jennifer, por apoyarme y comprenderme en los momentos difciles.

Por ser esa voz que siempre me dice, si puedes! Gracias

Este logro es para ustedes! Las Amo

AGRADECIMIENTOS

iv

AGRADECIMIENTOS

A Dios, por ser mi gua, brindarme salud para cumplir una de las metas ms

importantes en mi vida.

A la Universidad Central de Venezuela, la casa que sigue y seguir venciendo la

sombra, por abrirme sus puertas y permitir mi formacin como profesional. A los

profesores de la Escuela de Petrleo: Ren Rojas, Pedro Daz, Carlos Gil y Sandro

Gasbarri; por la paciencia, dedicacin y por brindarnos ese preciado tesoro como lo

es la educacin.

A toda mi familia por brindarme su apoyo en los momentos difciles, en especial a mi

madre, estars siempre en mi corazn. A mis tos, Ana y Miguel por ser mis segundos

padres. A mi gran amor Jennifer, gracias por tu paciencia y apoyo en todo momento.

No poda faltar la mascota de la casa Snoopy por acompaarme en esas largas

noches de estudio. Los Amo!

A la Sra Carmen y el Sr Leo, por brindarme su cario y aceptarme como un miembro

ms de su familia. Sra Ana y mi prima Mariana por el cario y el apoyo brindado.

A mis grandes amigos: Pedro, Jos Luis, Flix, Leonardo, Rafael y Williams. Por

compartir en las buenas y en las malas gracias por su apoyo y por creer en m.

A Reinaldo ms que un amigo, un hermano. Gracias por el apoyo y amistad sincera.

A mi hermano Neyfrank y su esposa Yennadieles, personas como ustedes son difciles

de conseguir, gracias por el apoyo y amistad sincera. Se les quiere.

AGRADECIMIENTOS

v

A PDVSA-INTEVEP, por brindarme la oportunidad de desarrollar el presente

trabajo de grado en sus instalaciones. A las personas que all conoc y me brindaron

su apoyo y amistad: Edgar, Yamila, Daro, Jos. H, Daniela, Mara Mercedes, Roque

y Jess. Y a mis compaeros de sala: Xavier, Keynni, Zollner, Kerwis, Jonathan,

Cristian, Francisco, Josman. Gracias por compartir agradables momentos y hacer

diferente mi paso por Intevep. Siempre los recordare.

A la Ingeniera Yanira Acasio, por creer en m y permitir desarrollar este trabajo de

grado bajo su tutora, por compartir sus conocimientos en el rea de simulacin.

Gracias por su disposicin para aclarar los problemas y dudas que surgieron

durante el desarrollo del presente trabajo.

A el Profesor Carlos Gil, por el valioso conocimiento brindado durante toda la

carrera y aceptar el reto de desarrollar bajo su tutora mi trabajo especial. Gracias

por su paciencia, dedicacin y consejos para culminar con xito el presente trabajo

especial.

Mis grandes amigos y compaeros de la escuela de petrleo: Magda, Neyfrank,

Yolanda, Eddith, Naylet, Cesar, Robersy, Andres, Keith, Daniel, Jean Carlos,

Yorangel, Milagros, Karlene, Wilmary, Luis Q, Diego, Andrea, Harold y Jorge. Por

los buenos momentos vividos durante nuestro paso por la Universidad Central de

Venezuela.

Andrs Ortega, gracias hermano por compartir conocimientos y buenos momentos en

Pdvsa-Intevep. Se le aprecia.

RESUMEN

vi

Useche L., Yino R.




Tutor Acadmico: Prof. Carlos Gil. Tutor Industrial: MSc. Yanira Acasio.

Tesis. Caracas, U.C.V. Facultad de Ingeniera. Escuela de Ingeniera Petrleo.

Ao 2013, 104 p.

Palabras Claves: Inyeccin ASP, recuperacin mejorada de petrleo, pruebas de

desplazamiento, simulacin numrica de yacimientos, simulador CMG STARS.

Resumen. Los estudios realizados sobre la aplicacin de procesos (EOR) en los

ltimos aos, han demostrado que entre las tecnologas con gran potencial para ser

aplicadas despus de la inyeccin de agua o gas, se encuentra la inyeccin ASP

(lcali, Surfactante, Polmero), la cual utiliza la combinacin de los principales

mtodos qumicos para aumentar la produccin de petrleo en yacimientos con

caractersticas favorables para su aplicacin. Este trabajo presenta un estudio del

proceso de inyeccin ASP a escala de laboratorio. Mediante la representacin de las

pruebas experimentales y la optimizacin del proceso de inyeccin ASP empleando

un simulador numrico. Para lo cual se desarroll un modelo numrico 1D, a travs

del simulador STARS de la empresa CMG, en el cual se cargaron todos los datos

obtenidos en las pruebas de laboratorio. El modelo se calibr generando los

diferenciales de presin obtenidos en las pruebas de desplazamiento de acuerdo a la

variacin de las tasas de inyeccin de agua que se realiz previo a la inyeccin de

qumicos en el medio poroso. Esto para garantizar que los resultados que se

obtuvieran luego de la inyeccin ASP estaran relacionados a las reacciones qumicas

y la adsorcin de los componentes en el medio poroso. Posteriormente, se efecto la

validacin de los resultados, para ello se compar el ajuste del Volumen bruto del

ncleo (Vb), Volumen Poroso (Vp) y el Petrleo Original en Sitio (POES) generados

por el modelo de simulacin con respecto a los resultados obtenidos en laboratorio,

logrando con esto un ajuste satisfactorio de los resultados del modelo con los

reportados en la prueba experimental. Finalmente, se realiz un estudio de

sensibilidades en los volmenes de lcali en la formulacin qumica para tratar de

optimizar la inyeccin ASP. Los resultados obtenidos en el presente trabajo, podrn

servir como base para realizar en un futuro, el escalamiento de estas pruebas de

laboratorio a escala de campo, para la aplicacin del proceso en una prueba piloto.

NDICE GENERAL

vii

NDICE GENERAL

Pg.

LISTA DE TABLAS ........................................................................................... xii

LISTA DE FIGURAS ......................................................................................... xiii

INTRODUCCIN ................................................................................................. 1

CAPTULO I ......................................................................................................... 4

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .......................................................... 4

1.1. Problema .................................................................................................... 4

1.2 Objetivo General ........................................................................................ 4

1.3 Objetivos Especficos ................................................................................. 4

1.4 Alcance ....................................................................................................... 4

1.5 Justificacin ................................................................................................ 5

1.6 Limitaciones ............................................................................................... 8

CAPTULO II ........................................................................................................ 9

MARCO TERICO .......................................................................................... 9

2.1 Antecedentes de la Investigacin ............................................................... 9

2.2 Bases Tericas .......................................................................................... 14

2.2.1 Procesos de recuperacin mejorada de petrleo................................. 14

2.2.2 Mtodos qumicos de recuperacin de petrleo ................................. 16

2.2.3 Inyeccin ASP (lcali-Surfactante-Polmero) ................................... 16

2.3 Agentes Qumicos Empleados en Proceso de Inyeccin ASP ................. 16

2.3.1 lcali .................................................................................................. 16

2.3.1.1 Objetivos de la inyeccin de lcali en el proceso ASP ............. 17

2.3.2 Surfactante .......................................................................................... 17

2.3.2.1 Objetivos de la inyeccin de surfactante en el proceso ASP .... 18

NDICE GENERAL

viii

2.3.3 Polmeros ............................................................................................ 18

2.3.3.1 Objetivos de la inyeccin de polmeros en el proceso ASP ...... 19

2.4 Factores Involucrados en el Proceso de Recuperacin Mejorada ASP ... 19

2.4.1 Fuerzas de tensin superficial e interfacial ........................................ 19

2.4.2 Mojabilidad ........................................................................................ 19

2.4.3 Movilidad ........................................................................................... 20

2.4.4 Razn de movilidad ............................................................................ 20

2.4.5 Permeabilidad ..................................................................................... 21

2.4.5.1 Permeabilidad relativa ............................................................... 21

2.4.6 Presin capilar (Pc) ............................................................................ 22

2.4.7 Nmero capilar (Nc) ........................................................................... 23

2.4.8 Adsorcin ........................................................................................... 24

2.4.9 Dispersin ........................................................................................... 24

2.5 Prueba de Desplazamiento ....................................................................... 25

2.6 Objetivos de la Inyeccin ASP ................................................................. 26

2.7 Etapas del Proceso de Inyeccin ASP ...................................................... 27

2.8 Criterios Bsicos para Proyectos de Inyeccin de Mezclas ASP ............. 28

2.8.1 Condiciones favorables para la inyeccin de ASP ............................. 28

2.8.2 Condiciones desfavorables para la inyeccin de ASP ....................... 29

2.9 Ventajas y Desventajas del Proceso de Inyeccin ASP ........................... 29

2.10 Simulacin Numrica ............................................................................. 31

2.11 Clasificacin de los Simuladores de Yacimientos ................................. 32

2.11.1 Simuladores de petrleo negro (Black Ol) ...................................... 32

2.11.2 Simuladores composicionales .......................................................... 33

NDICE GENERAL

ix

2.11.3 Simuladores trmicos ....................................................................... 33

2.11.4 Simuladores qumicos ...................................................................... 34

2.12 Simulador para el Anlisis de Procesos de Inyeccin ASP.................... 34

2.12.1 Simulador numrico STARS ............................................................ 34

2.13 Informacin Requerida para Realizar una Simulacin .......................... 35

2.14 Pruebas de Validacin para Anlisis PVT. ............................................ 38

2.14.1 Prueba de la funcin Y. .................................................................... 39

2.14.2 Prueba de balance de materiales. ...................................................... 39

2.14.3 Prueba de densidad. .......................................................................... 40

2.14.4 Prueba de desigualdad. ..................................................................... 40

2.15 Tipos de Mallado Empleados en la Simulacin de Yacimientos. ......... 41

2.16 Ajuste del Simulador con la Historia del Yacimiento ............................ 43

2.17 Resultados de una Simulacin ................................................................ 44

2.18 Ventajas de la Simulacin ...................................................................... 46

CAPTULO III ................................................................................................ 47

METODOLOGA ........................................................................................... 47

3.1 Tipo de Investigacin ............................................................................... 47

3.2 Diseo de la Investigacin ....................................................................... 47

3.3 Unidad de Estudio .................................................................................... 48

3.4 Tcnicas de Procesamiento y Anlisis de Datos ...................................... 49

3.5 Fases de la Investigacin .......................................................................... 50

3.6 Revisin Bibliogrfica .............................................................................. 51

3.7 Recopilacin y Validacin de Datos ........................................................ 51

3.8 Construccin del Modelo de Simulacin ................................................. 51

NDICE GENERAL

x

3.8.2 Dimensiones de mallado .................................................................... 53

3.8.3 Propiedades petrofsicas para el modelo de simulacin ..................... 53

3.8.4 Propiedades de los fluidos .................................................................. 54

3.8.4.1 Migracin PVT IMEX - STARS ............................................... 55

3.8.5 Propiedades de interaccin roca-fluido .............................................. 56

3.8.6 Definicin de pozos en el modelo de simulacin ............................... 59

3.9 Calibracin del Modelo de Simulacin Previo a la Inyeccin de ASP .... 60

3.10 Caso base Inyeccin de ASP .................................................................. 60

3.10.1 Secuencia de inyeccin ASP ............................................................ 62

3.11 Validacin de los resultados obtenidos en el modelo de simulacin ...... 63

3.12 Realizacin de sensibilidades con volmenes de inyeccin ASP ......... 64

CAPTULO IV ................................................................................................ 66

ANLISIS Y DISCUSIN DE RESULTADOS ........................................... 66

4.1 Comprobacin de las Propiedades PVT de los Fluidos ........................... 66

4.1.1 Representatividad de la muestra PVT ................................................ 66

4.1.2 Consistencia de los Resultados del Anlisis PVT .............................. 67

4.1.2.1 Prueba de la linealidad de la funcin Y ................................. 67

4.2 Datos PVT Sinttico. ................................................................................ 71

4.3 Permeabilidades Relativas. ....................................................................... 73

4.4 Calibracin del Modelo de Simulacin. ................................................... 76

4.5 Ajuste del Volumen Poroso y POES del Ncleo. .................................... 78

4.6 Validacin de los Resultados Obtenidos en el Modelo de Simulacin con

R Respecto a los Obtenidos en las Pruebas de Laboratorio. ....................... 79

4.7 Sensibilidades de los volmenes de inyeccin de lcali en la formulacin

d de inyeccin ASP obtenida en laboratorio. .............................................. 83

NDICE GENERAL

xi

4.7.1 Primer escenario de sensibilidades ...................................................... 84

4.7.2 Segundo escenario de sensibilidades ................................................... 87

Conclusiones ........................................................................................................ 92

Recomendaciones ................................................................................................ 93

Referencias Bibliogrficas ................................................................................... 94

Nomenclatura ..................................................................................................... 100

Apndice A ........................................................................................................ 101

Apndice B ......................................................................................................... 102

Apndice C ......................................................................................................... 103

LISTA DE TABLAS

xii

LISTA DE TABLAS

Pg.

Tabla 2.1 Ventana de aplicacin para proyectos de inyeccin ASP. ........................ 28

Tabla 3.1 Composicin qumica de ncleos de Berea. ............................................. 49

Tabla 3.2 Dimensiones de la Malla. ........................................................................... 53

Tabla 3.3 Propiedades petrofsicas del ncleo de Berea. .......................................... 54

Tabla 3.4 Saturaciones empleadas para generar el sets de curvas. ........................... 56

Tabla 3.5 Puntos finales empleados para generar el sets de curvas. ......................... 56

Tabla 3.6 Valores de los exponentes dependientes del tipo de roca. ........................ 58

Tabla 3.7 Componentes empleados en el modelo de simulacin ASP. .................... 60

Tabla 3.8 Formulacin ptima y pesos moleculares de los componentes ASP. ....... 61

Tabla 3.9 Propiedades fisicoqumicas del crudo empleado en el modelo ASP. ....... 61

Tabla 3.10 Condiciones iniciales para la inyeccin ASP. ......................................... 62

Tabla 3.11 Secuencia de inyeccin ASP. ................................................................. 63

Tabla 3.12 Volmenes obtenidos en pruebas de desplazamiento. ............................ 63

Tabla 4.1 Resultados funcin Y. ............................................................................... 67

Tabla 4.2 Resultados de la funcin Y corregida. ...................................................... 70

Tabla 4.3 Resultados PVT sinttico. ......................................................................... 72

Tabla 4.4 Resultados permeabilidad relativa. ........................................................... 74

Tabla 4.5 Diferenciales de presin para la inyeccin de agua. ................................. 77

Tabla 4.6 Resultados de volmenes obtenidos en simulacin y laboratorio. ............ 78

Tabla 4.7 Resultados del factor de recobro obtenido en simulacin y laboratorio. .. 82

Tabla 4.8 Sensibilidades realizadas para el primer escenario. .................................. 84

Tabla 4.9 Sensibilidades realizadas para el segundo escenario. ............................... 88

Tabla 4.10 Adsorcin de lcali para los casos estudiados en el primer escenario. ... 91

Tabla 4.11 Adsorcin de lcali para los casos estudiados en el segundo escenario. 91

LISTA DE FIGURAS

xiii

LISTA DE FIGURAS

Pg.

Figura 2.1 Procesos de Recuperacin. ....................................................................... 15

Figura 2.2 Representacin de la molcula de Surfactante. ....................................... 17

Figura 2.3 Representacin molecular de Polmeros.................................................. 18

Figura 2.4 ngulo de contacto entre los fluidos y la superficie slida. .................... 20

Figura 2.5 Curvas tpicas de permeabilidades relativas. ........................................... 22

Figura 2.6 Relacin entre nmero capilar y recuperacin de crudo. ........................ 23

Figura 2.7 Diagrama de flujo de la prueba de desplazamiento ................................. 25

Figura 2.8 Proceso de Inyeccin ASP. ...................................................................... 27

Figura 2.9 Modelos Unidimensionales. .................................................................... 41

Figura 2.10 Modelos Bidimensionales...................................................................... 42

Figura 2.11 Modelos Tridimensionales. ................................................................... 43

Figura 2.12 Etapas para desarrollar un modelo de simulacin. ................................ 45

Figura 3.1 Ncleo Berea. .......................................................................................... 49

Figura 3.2 Flujo de trabajo. ....................................................................................... 50

Figura 3.3 Representacin del ncleo de Berea y el modelo cartesiano. .................. 52

Figura 3.4 Ventana PVT Imex Regions. ................................................................... 55

Figura 3.5 Ventana Stars Import Black Oil PVT. ..................................................... 55

Figura 3.6 Configuracin de pozos en el modelo 1D. .............................................. 59

Figura 3.7 Diagramas de pozos inyector y productor. .............................................. 59

Figura 3.8 Esquema de inyeccin del primer escenario de sensibilidades ASP. ...... 64

Figura 3.9 Esquema de inyeccin del segundo escenario de sensibilidades ASP. ... 65

Figura 4.1 Comportamiento funcin Y inicial. ......................................................... 68

Figura 4.2 Volumen relativo vs Presin. .................................................................. 69

Figura 4.3 Comportamiento de la funcin Y corregida. ........................................... 69

Figura 4.9 Set de curvas de permeabilidades relativas agua-petrleo. ..................... 75

Figura 4.10 Set de curvas de permeabilidades relativas gas-liquido. ....................... 76

Figura 4.11 Cotejo de los diferenciales de presin para la inyeccin de agua. ........ 77

LISTA DE FIGURAS

xiv

Figura 4.12 Resultados de volmenes obtenidos luego de ejecutar la simulacin. ... 79

Figura 4.13 Resultados obtenidos luego de ejecutar la simulacin. ......................... 80

Figura 4.14 Factor de Recobro obtenido luego de ejecutar la simulacin. ............... 85

Figura 4.15 Resultados produccin obtenidos para el Caso N 1. ............................ 85

Figura 4.16 Resultados produccin obtenidos para el Caso N 2. ............................ 85

Figura 4.17 Resultados de produccin obtenidos para el Caso N 3. ....................... 86

Figura 4.18 Comparacin de produccin Casos N 1, 2 y 3 con el Caso Base. ....... 87



Figura 4.21 Comparacin de produccin Casos N 4 y 5 con el Caso Base. ........... 90

Figura 4.22 Factor de recobro obtenido para los Casos N 4 y 5. ............................ 90

INTRODUCCIN

1

INTRODUCCIN

Durante la vida productiva de los yacimientos la presin tiende a disminuir debido a

la explotacin del campo, a tal grado que los pozos productores dejan de fluir de

forma natural. Cuando esto ocurre y el flujo de fluidos no es capaz de llegar a las

instalaciones superficiales, es necesario implantar un sistema artificial de produccin

acorde a las caractersticas del campo.

Las estrategias para producir los fluidos del yacimiento contemplan tres etapas que

definen la vida de produccin de un campo. Una primera etapa llamada recuperacin

primaria, esta ocurre cuando la presin de los fluidos en el yacimiento es suficiente

para que el petrleo fluya de manera natural a travs del pozo. La segunda etapa

ocurre cuando la presin desciende durante la vida productiva del reservorio y se hace

necesario implementar un proceso llamado recuperacin secundaria, el cual consiste

en inyectar agua, gas o combinacin de ambos y de esta manera compensar la prdida

de presin del yacimiento. Transcurrido un tiempo por ms agua o gas que se inyecte

comienza una declinacin en la produccin, en este punto es cuando se implementa la

tercera etapa llamada Recuperacin Mejorada de petrleo (EOR, por sus siglas en

ingles Enhanced Ol Recovery), los cuales pueden lograr una recuperacin entre el 10

y 20 por ciento del petrleo original en sitio (POES). [1,2]

Las tecnologas de recuperacin mejorada (EOR) incorporan reservas y aumentan el

factor de recuperacin de petrleo. Por lo tanto, son una alternativa real que se debe

considerar.

Los estudios realizados para la aplicacin de procesos (EOR), han demostrado que

entre las tecnologas con gran potencial para su aplicacin despus de la inyeccin de

agua o gas, se encuentra la inyeccin de sustancias qumicas. [2,3]

INTRODUCCIN

2

Una de las tcnicas de recobro mejorado, que utiliza los principales mtodos

qumicos para aumentar la produccin de petrleo en yacimientos con caractersticas

favorables para su aplicacin, es conocida como Inyeccin lcali-Surfactante-

Polmero (ASP). Esta tcnica se beneficia de las propiedades sinergticas entre el

lcali, Surfactante y Polmeros (ASP) con el fin de:

Disminuir la tensin interfacial (TIF) entre el Agua y el Petrleo, para lograr

un desplazamiento y movilizacin del crudo hacia los pozos productores,

aumentando de esta manera el nmero capilar (Nc) y por ende mejora la

eficiencia de desplazamiento.

Aumentar la viscosidad del agua para as mejorar la razn de movilidad entre

las fases agua/petrleo y de esta manera lograr disminuir la saturacin residual

de petrleo (Sor) y como resultado obtener un aumento en el porcentaje de

recobro.[2,4,5]

Gran parte de los estudios sobre inyeccin lcali-Surfactante-Polmero (ASP) se han

realizado para ser aplicados en diferentes partes del mundo como Alberta (Canad),

Catriel Oeste (Argentina), Louisiana, Oklahoma, California, Colorado Y Wyoming

(USA) y varias reas de China e Indonesia.

Otros 13 estudios se adicionaron en octubre de 2001, y en los ltimos aos se han

iniciado otros proyectos de inyeccin ASP y Polmeros con la participacin de las

principales empresas proveedoras de surfactantes y polmeros del mundo, es

importante mencionar que la mayora de los proyectos iniciados en la ltima dcada

fueron proyectos de inyeccin ASP. [6]

INTRODUCCIN

3

Actualmente, en Venezuela se investiga y evala la potencialidad de la inyeccin

ASP a escala de laboratorio para yacimientos en el Occidente del pas. Estos

proyectos de investigacin se han llevado a cabo con el apoyo PDVSA INTEVEP.

[7,8,9]

Por esta razn, la investigacin se realiza a nivel de simulacin para tratar de

representar este complejo proceso como es la inyeccin de ASP; empleando un

simulador numrico que en un futuro permita el escalamiento de estas pruebas de

laboratorio a escala de campo, para la aplicacin del proceso en una prueba piloto.

[6,10]

CAPITULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

4

CAPTULO I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1. Problema

Los altos precios del crudo en el mercado internacional, la creciente demanda en la

produccin como consecuencia de no contar con nuevas fuentes de energa

suplementarias y la necesidad de restituir las reservas, ha incentivado a la industria

petrolera a realizar estudios de tecnologas alternativas que logren obtener ese

porcentaje adicional de petrleo que se encuentra an en el medio poroso o matriz del

reservorio, una vez que se han implementado sistemas como inyeccin de agua o

inyeccin de gas.

Por ser cada yacimiento nico, en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y

del medio poroso, se deben disear sistemas qumicos caractersticos para cada

aplicacin. Entre las tecnologas alternativas que se pueden tomar en cuenta luego de

la inyeccin de agua o gas, con un potencial considerable para su aplicacin, se

encuentra la inyeccin de qumicos lcali-Surfactante-Polmeros (ASP), la cual se

beneficia de las propiedades sinergticas entre el lcali, Surfactante y Polmeros. [2,6]

La tcnica de inyeccin ASP consiste bsicamente, en inyectar directamente al

yacimiento una mezcla de sustancias qumicas (lcali-Surfactante-Polmero) con el

objetivo de disminuir la tensin interfacial entre al agua y el petrleo, e incrementar

la viscosidad del agua para mejorar la razn de movilidad entre las fases y as lograr

un aumento en el factor de recobro.


5

En Venezuela a partir del ao 2000 se han realizado estudios relacionados con la

inyeccin ASP, a travs de la instalacin de laboratorios integrados de campo (IFL,

por sus siglas en ingls Integrated Field Laboratory). Con el objetivo de validar y

probar esta tecnologa para lograr maximizar la produccin y rentabilidad de

yacimientos de similares caractersticas. Las pruebas a nivel de laboratorio se han

realizado en el occidente del pas especficamente en el Lago de Maracaibo, campo

La Salina. [4,5,11]

Como una estrategia para evaluar la factibilidad tcnica y operacional en los procesos

de inyeccin ASP en el occidente del pas PDVSA INTEVEP, a travs de la

gerencia EYEE (Exploracin de Yacimiento y Esquema de Explotacin), ha

planteado desarrollar un proyecto para lograr la optimizacin en el volumen de

qumicos inyectado y obtener as el mximo porcentaje de recobro posible.

Basndose en la identificacin de formulaciones qumicas que logren la mnima

tensin interfacial, utilizando pruebas de laboratorio y la representacin de estas

pruebas mediante un simulador numrico, para luego realizar un anlisis de

sensibilidad a travs del programa de simulacin numrica STARS de la empresa

CMG. [12,6]


6

1.2 Objetivo General

Realizar el modelaje numrico del proceso de inyeccin de lcali-Surfactante-

Polmero (ASP) a escala de laboratorio usando el simulador STARS.

1.3 Objetivos Especficos

Revisin bibliogrfica de trabajos de grado, revistas en lnea, informes,

publicaciones, y documentos disponibles sobre Recuperacin Mejorada de

Petrleo, mediante la inyeccin qumica de lcali-Surfactante-Polmero

(ASP).

Analizar los datos experimentales obtenidos de las pruebas de desplazamiento

en ncleos, inyectando ASP.

Elaborar un modelo numrico 1D a escala de laboratorio a travs del

simulador STARS.

Reproducir los resultados experimentales mediante el simulador STARS.

(Calibracin del modelo con la data experimental).

Realizar anlisis de sensibilidades con los volmenes de inyeccin de lcali,

Surfactante y Polmeros para optimizar la inyeccin de ASP.

1.4 Alcance

El presente trabajo tiene como finalidad, la representacin de las pruebas

experimentales mediante un simulador numrico y la optimizacin del proceso de

inyeccin ASP. Para ello se desarrollar un modelo numrico 1D en el simulador

STARS de la empresa CMG, se proceder a calibrar los resultados de las pruebas de

laboratorio y as realizar sensibilidades de los porcentajes de inyeccin lcali,

Surfactante y Polmeros para obtener volmenes de inyeccin ASP ptimos que

permitan alcanzar el mximo factor de recobro posible.


7

1.5 Justificacin

Generalmente slo un 30 por ciento del petrleo puede extraerse con los mtodos

tradicionales de recuperacin, tales como procesos de produccin primaria e

inyeccin de agua o gas. Por lo que un porcentaje considerable de petrleo adicional

yace an en el medio poroso. [1]

Por esta razn, nace la iniciativa de realizar estudios de nuevas tecnologas (EOR),

entre las cuales se destaca la inyeccin de lcali-Surfactante-Polmero (ASP) como

una excelente alternativa, para ser aplicada despus de agotada la posibilidad de

realizar una inyeccin de agua o gas. No obstante, se hace necesario optimizar el

diseo de inyeccin ASP, el cual debe lograr tres objetivos principales: la

propagacin de los qumicos en un modo activo, la inyeccin de suficientes qumicos

tomando en cuenta la retencin, y un barrido completo del volumen de inters. El

logro de estos objetivos est afectado significativamente por la seleccin de los

qumicos, la concentracin de la solucin de ASP y el tamao del tapn inyectado,

entre otros factores. [13]

A medida que el petrleo se agote y su costo siga aumentando, el uso de estas

tecnologas ser cada vez ms importante para obtener porcentajes adicionales en el

factor de recobro.

Por lo antes expuesto, es de vital importancia desarrollar estudios sobre el proceso de

inyeccin ASP, con el fin de obtener el mejor uso de las propiedades individuales de

cada aditivo, minimizando la cantidad de qumicos inyectados y maximizando el

factor de recobro. Representando para ello los resultados obtenidos en pruebas de

desplazamiento a travs del simulador computacional, STARS de la empresa CMG.


8

1.6 Limitaciones

No se cuenta con suficiente informacin actualizada, relacionada con

aplicacin de procesos de inyeccin ASP. Ya que muchos de los proyectos

pilotos en el mundo se encuentran an en desarrollo.

El modelo utilizado en esta investigacin es homogneo y algunos datos

fueron generados a partir de correlaciones o tomados de artculos tcnicos y

otras fuentes bibliogrcas.

CAPITULO II MARCO TERICO

9

CAPTULO II

MARCO TERICO

A continuacin se presenta una revisin bibliogrfica y estudios previos de los

diferentes mtodos de recuperacin de petrleo, orientados particularmente a las

tcnicas de recuperacin mejorada por inyeccin de qumicos: lcali, Surfactante,

Polmero (ASP), as como el diseo e interpretacin del proceso mediante simulacin

de yacimiento con el fin de maximizar el factor de recobro.

2.1 Antecedentes de la Investigacin

French Troy, R (1996). En un artculo titulado A Method for Simplifying Field

Application of ASP flooding: Desarrollaron una estrategia de inyeccin con la cual

se debera simplificar la aplicacin del proceso ASP (lcali, Surfactante, Polmero)

en el campo y aumentar la recuperacin de petrleo a travs de este tipo de

inyecciones. El diseo del proceso se realiz con simulacin computacional apoyada

con experimentos de laboratorio. La simulacin se utiliz para determinar los

parmetros de difusin/dispersin de manera que el valor de la mezcla de pequeos

tapones de lcali y surfactante en sitio pueda predecirse. Se determin que la

estrategia de inyeccin simplifica la aplicacin de ASP en campo y a su vez las

simulaciones arrojaron un buen cotejo con los resultados de los experimentos de

laboratorio, lo que se traduce en un procedimiento potencialmente econmico en

trminos de costos de productos qumicos. [14]


10

Manrique E. et. al (2000). Documento presentado ante la SPE (Society of Petroleum

Engineers) titulado, Alkali/Surfactant/Polymer at VLA-6/9/21 Field in Maracaibo

Lake: Experimental Results and Pilot Project Design. En el siguiente trabajo se

presentan resultados de las evaluaciones de nuevas tecnologas y mtodos de

recuperacin asistida como estrategia para mejorar el factor de recobro, a travs del

desarrollo de un Laboratorio Integrado de Campo (IFL) en el Campo VLA-6/9/21,

ubicado en el Lago de Maracaibo, oeste de Venezuela. La inyeccin de

lcali/surfactante/polmero (ASP) es una de las tecnologas de inyeccin qumica que

recientemente han sido evaluadas en Venezuela. Los resultados de experimentos

usando ASP para mejorar la recuperacin de petrleo, demostr que una inyeccin

qumica es factible para el campo VLA-6/9/21, lo que demuestra una gran

oportunidad para aumentar la recuperacin de petrleo crudo en el rea VLA-6/9/21 y

acumulaciones similares en la Cuenca del Lago de Maracaibo optimizando los

proyectos de inyeccin de agua existentes y la implementacin de nuevos proyectos

que incorporan avanzadas tecnologas actualmente bajo evaluacin como la inyeccin

de ASP. [8]

Vargo J. et.al (2000). Alkali-Surfactant-Polymer Flooding of the Cambridge

Minnelusa Field. Documento presentado ante la SPE (Society of petroleum

Engineers). El trabajo presenta el estudio de una prueba piloto de inyeccin ASP de

tipo secundaria. Se inici en 1993, en el Campo Cambridge ubicado en Crook

Country, Wyoming (USA). Esta prueba elimin la duplicacin de costos de operacin

de la inyeccin de agua durante la inyeccin de lcali-Surfactante-Polmero. El

resultado obtenido de la Simulacin numrica prevista para una inyeccin de agua

desde el rea de barrido fue de 32.8% POES y de 56.2% POES para la inyeccin

lcali-surfactante-polmero.[15]


11

Moreno, R et. al (2003). Comparative Mechanistic Simulations to Design an ASP

Field Pilot in La Salina, Venezuela. Documento presentado ante la PETSOC

(Petroleum Society of Canad). El presente estudio muestra los resultados del modelo

para la simulacin numrica de la inyeccin ASP en un rea piloto del Campo La

Salina, utilizando dos simuladores comerciales GCOMP y STARS. El rea piloto fue

parcialmente agotada por inyeccin de agua, por lo tanto, el yacimiento todava

contiene saturacin de petrleo mvil. Basados en las coincidencias de la historia de

inyeccin de ncleos en laboratorio, se llevaron a cabo varias predicciones del

campo, que muestran un incremento en el factor de recobro entre un 6% y el 16.7%

en comparacin con la inyeccin de agua, dependiendo de la seleccin de arreglo de

pozos y el volumen de qumicos inyectados. Se realiz la comparacin de los

resultados de los dos simuladores y a pesar de la diferencia de formulacin entre

ellos, las respuestas fueron similares. Adems se establecieron sensibilidades de

ciertas variables crticas que pueden influir en el xito de futuras pruebas. Esto

incluye variables qumicas de formulacin tales como la tensin interfacial y la

reduccin de los niveles de componentes de adsorcin, as como las tasas, tiempo de

inyeccin y el volumen del tratamiento. [16]

Canache M (2006). Estudio sobre la aplicabilidad de la inyeccin ASP (lcali-

Surfactante-Polmero) para el mejoramiento de la produccin de crudos

pesados. El presente proyecto tuvo como objetivo principal el estudio terico

relacionado a la aplicacin de inyeccin ASP para el mejoramiento en la produccin

de crudos pesado, definiendo para ello los componentes bsicos del sistema as como

la interaccin entre estos, se explic el proceso de inyeccin y los factores que lo

afectan y de esta manera establecer la factibilidad de aplicar el proceso en

yacimientos de crudos pesados. Se obtuvo un buen resultado para la aplicacin en

este tipo de yacimientos, ya que la mayora de los factores evaluados no afectan el

desempeo del proceso. [13]


12

Pandey, A et. al (2008). Chemical Flood Simulation of Laboratory Corefloods

for the Mangala Field: Generating Parameters for Field-Scale Simulation:

Documento presentado ante la SPE (Society of Petroleum Engineers). Se llevaron a

cabo experimentos de laboratorio muy detallados para evaluar el potencial de

diversos procesos qumicos (Polmero, lcali-Polmero y lcali-Surfactante-

Polmero) en Mangala un campo petrolfero en la India, el cual contiene crudo con

viscosidad de 7cp a 20cp. Los experimentos incluyeron estudios de interaccin

fluido-fluido y roca-fluido, seguidos por una serie de inyecciones de ncleo lineales y

radiales. La simulacin prevista para la inyeccin de agua desde el rea de barrido,

arroj un resultado para el POES de 32.8 %. Esta simulacin de la inyeccin de

ncleo fue realizada empleando el simulador de CMG-STARS. El objetivo principal

de la simulacin fue estudiar los diferentes mecanismos del proceso y proporcionar

un medio para generar parmetros de inyeccin de qumicos en el pronstico de la

simulacin a escala de campo, el resultado de la investigacin demostr que el

simulador STARS posee muchas caractersticas para modelar los complejos

mecanismos involucrados en la simulacin qumica y de predecir razonablemente el

rendimiento esperado. [17]

Mendoza, K (2010). Trabajo especial de grado titulado Optimizacin de los

Componentes de una Formulacin lcali, Surfactante y Polmero (ASP) con

Potencial de Empleo en Recuperacin Mejorada de un Crudo del Occidente del

Pas. El objetivo principal fue definir la formulacin ptima de los componentes

qumicos lcali, Surfactante y polmero, para ser empleada en la recuperacin

mejorada de petrleo. Los resultados de la formulacin ASP demostraron valores

ultra bajos relacionados a la tensin interfacial. Esta formulacin fue comprobada a

travs de pruebas de desplazamiento con ncleos berea el cual demostr un

incremento del factor de recobro por barrido de crudo en el medio poroso. Es

importante mencionar que los resultados obtenidos en la investigacin realizada por


13

Mendoza sern utilizados como parmetros necesarios en el presente estudio de

simulacin numrica. [18]

Romero, J et. al (2011). Numerical Simulation Project for LL-03 Reservoir ASP

injection: Artculo presentado ante la SPE (Society of Petroleum Engineers). Este

informe presenta los resultados de un estudio de simulacin de yacimientos que

soporta la propuesta de plan de explotacin 2009-2029, el cual incluye la perforacin

de pozos y esquemas de recuperacin basados en inyeccin de agua en el yacimiento

LL-03 de la unidad de explotacin Rosa medio. El yacimiento LL-03, por cumplir

con los criterios bsicos para la aplicacin, fue seleccionado para realizar la primera

prueba piloto de inyeccin ASP (lcali, Surfactante, Polmero) en el pas, con el

objetivo fundamental de aumentar el factor de recobro por encima del alcanzado por

la inyeccin de agua. La prueba piloto consiste en evaluar 5 reas de inyeccin ASP

bajo diferentes condiciones existentes en el yacimiento LL-03. Actualmente se cuenta

con la formulacin para la formacin la Rosa que posee un crudo de 25 API y est

en proceso por parte de INTEVEP el diseo de la formulacin para la formacin

Lagunillas con un crudo de 17 API. [19]

F. Douarche et.al (2011). Modeling Chemical EOR Processes: From Lab to

Reservoir Scale. En este artculo se presenta un simulador de modelaje qumico que

describe el flujo de dos fases con el transporte de productos qumicos: lcali,

surfactante, polmeros y salinidad. Se describen los resultados del simulador y de

numerosos experimentos especialmente diseados para validar el modelo. Los

mecanismos fundamentales para el desplazamiento de petrleo por inyeccin de

lcali, surfactante y polmero se introdujeron con xito en el simulador, se obtuvo

consistencia entre los resultados de los experimentos realizados en la inyeccin de

mezcla ASP en ncleos y los obtenidos con el simulador qumico, finalmente un

estudio de sensibilidad a escala de yacimiento pone en evidencia los factores

relevantes en la recuperacin de petrleo que tienen un impacto a nivel econmico.

[20]


14

2.2 Bases Tericas

2.2.1 Procesos de recuperacin mejorada de petrleo

Durante la vida productiva del yacimiento la presin descender y es entonces cuando

se requiere hacer Recuperacin Secundaria, que es la inyeccin de agua o de gas para

compensar la prdida de presin y adems la ayuda bombas para extraer el petrleo.

Al paso del tiempo por ms agua o gas que se inyecte y aunque se usen avanzados

sistemas de bombeo ya no se recupera ms petrleo, y la declinacin es inevitable, en

este punto debe considerarse la aplicacin de Recuperacin Terciaria o Mejorada, en

la cual existen diferentes mtodos entre los que se encuentran el uso de qumicos

como los Polmeros y Surfactantes, Trmicos (Estimulacin con vapor y combustin

en sitio), Miscible (Hidrocarburos solventes), microbiales, elctricos, vibracionales,

de perforacin horizontal, entre otros.[1]

La Recuperacin Mejorada de Petrleo (EOR por sus siglas en ingls, Enhanced Oil

Recovery), son todas aquellas tcnicas capaces de modificar las propiedades de los

fluidos que estn presentes en el yacimiento para alcanzar valores mayores de recobro

que los conseguidos con la Recuperacin Primaria y Secundaria.

La aplicacin de los Mtodos de Recuperacin Mejorada de Petrleo vara de acuerdo

con las caractersticas del yacimiento, caractersticas de los fluidos, esquema de

explotacin y anlisis econmico.


15

En la figura 2.1 Se puede observar las operaciones de recuperacin de petrleo.

Histricamente, estas etapas describen la produccin de un yacimiento como una

secuencia cronolgica.

Procesos de Recuperacin

Figura 2.1 Procesos de Recuperacin.

(Mod.Useche) [3]


16

2.2.2 Mtodos qumicos de recuperacin de petrleo

Los mtodos de inyeccin qumica se basan en la mejora de la relacin de movilidad.

Haciendo la movilidad del fluido desplazante menor o igual que la del fluido

desplazado.

La inyeccin de qumicos puede incrementar el nmero capilar y reducir en lo posible

la tensin interfacial (TIF) entre las fases desplazante y desplazada. Adems se

generan cambios de mojabilidad, humectabilidad, as como cambios en la

permeabilidad relativa, entre otros. [21]

2.2.3 Inyeccin ASP (lcali-Surfactante-Polmero)

El proceso de inyeccin de lcali-surfactante-polmero (ASP) es un mtodo de

recuperacin mejorada especialmente diseado para ser utilizado despus de un

proceso de inyeccin de agua. Consiste en una mezcla de productos qumicos, tales

como el lcali, surfactante y el polmero, con los que se logra cambiar las propiedades

del agua inyectada, de all que se denomine Inyeccin ASP. [22]

2.3 Agentes Qumicos Empleados en Proceso de Inyeccin ASP

2.3.1 lcali

Los qumicos alcalinos son utilizados en procesos de recuperacin mejorada por

inyeccin de qumicos cuando el petrleo crudo contiene sustancias cidas,

frecuentemente cidos carboxlicos. El componente alcalino reacciona con las

fracciones cidas del petrleo y crea un detergente natural, adems de ayudar a

reducir la adsorcin del surfactante en la roca. [22]


17

2.3.1.1 Objetivos de la inyeccin de lcali en el proceso ASP

Reduccin de tensin interfacial TIF agua- petrleo.

Cambios de mojabilidad de la roca.

Emulsin y arrastre de petrleo.

Control de movilidad por la emulsin y el entrampamiento del petrleo. [23]

2.3.2 Surfactante

Surfactantes, tambin conocidos como agentes tensioactivos, son sustancias cuyas

molculas poseen un grupo polar hidroflico soluble en agua y uno apolar

hidrfobo o lipoflico, soluble en aceite. Estos componentes surfactantes y el

petrleo fluyen mejor a travs del yacimiento debido a la reduccin de la tensin

interfacial entre las fases acuosa y oleica, emulsificacin espontnea que logra

condiciones de flujo miscible, y cambios en la humectabilidad. [22]

Figura 2.2 Representacin de la molcula de Surfactante.

(Mod. Useche). [22]


18

2.3.2.1 Objetivos de la inyeccin de surfactante en el proceso ASP

Coadyuvante en la reduccin de la TIF agua-petrleo.

Solubilidad del petrleo, generando miscibilidad.

Emulsiones de agua y petrleo, que podran mejorar la eficiencia de barrido.

Optimizar el control de movilidad, especialmente cuando es seguido de una

inyeccin de polmeros. [23]

2.3.3 Polmeros

Los polmeros son largas cadenas de molculas de menor tamao (monmeros),

unidas mediante enlaces covalentes con un peso molecular alto (10000 kg/kgmol o

mayor). El polmero (en general poliacrilamida parcialmente hidrolizada o HPAM)

acta como modificador de la viscosidad y contribuye a movilizar el petrleo. Se

agrega a la solucin inyectada dentro del yacimiento para producir un barrido ms

uniforme de los surfactantes y el petrleo. [22]

Figura 2.3 Representacin molecular de Polmeros.

(Mod. Useche). [22]

Tipo Bloque Tipo Injerto


19

2.3.3.1 Objetivos de la inyeccin de polmeros en el proceso ASP

El proceso de inyeccin ASP debe lograr los principales objetivos como:

Propagar los qumicos de forma activa

Se deben inyectar suficientes qumicos para controlar la retencin

Un completo barrido de la zona de inters. [24]

El xito de la inyeccin en alcanzar estos objetivos, depende principalmente del tipo

de qumicos, el tamao del tapn y la concentracin de la solucin ASP empleados.

2.4 Factores Involucrados en el Proceso de Recuperacin Mejorada ASP

2.4.1 Fuerzas de tensin superficial e interfacial ()

La tensin superficial es una propiedad termodinmica fundamental de la interfase, la

cual se define como la energa disponible para incrementar el rea de la interfase en

una unidad. La Tensin Interfacial (TIF) se define como la fuerza por unidad de

longitud que se ejerce tangencialmente sobre la superficie de separacin entre

lquido-lquido. Por lo general, se expresa en dynas/cm. [25]

2.4.2 Mojabilidad

Se define como la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie slida en

presencia de otro fluido inmiscible, tratando de ocupar la mayor rea de contacto

posible con dicho slido. Una gota de un fluido preferentemente mojante va a

desplazar a otro fluido dispersndose por la superficie, por el contrario un fluido no

mojante formar gotas, disminuyendo su contacto con la superficie del slido. [25]


20

Figura 2.4 ngulo de contacto entre los fluidos y la superficie slida.

(Mod.Useche) [26]

2.4.3 Movilidad ()

Es la relacin que existe entre la permeabilidad efectiva (Ke) (Kx) y la viscosidad ()

de un fluido. El flujo de cada fase est controlado por la relacin k/, la cual es la

llamada movilidad del fluido: [25]

(Ec. 2.1)

Donde

x: Movilidad.

kx: Permeabilidad efectiva.

x: Viscosidad de un fluido.

2.4.4 Razn de movilidad (M)

Se conoce como el cociente de las relaciones de permeabilidad/viscosidad (K/) de

un fluido desplazante con respecto a otro fluido desplazado. Durante las operaciones

de invasin con agua en un yacimiento petrolfero, la razn de movilidad se expresa

como: [25]

(Ec. 2.2)


21

Si M < 1: Desplazamiento es favorable, el crudo se mueve ms fcil que el agua.

Si M = 1: Ambos fluidos tienen la misma movilidad.

Si M > 1: Desplazamiento es desfavorable, el agua se mueve ms fcil que el crudo.

2.4.5 Permeabilidad (K)

Es la propiedad de un yacimiento, que describe la manera en que un fluido fluye a

travs del medio poroso.

2.4.5.1 Permeabilidad relativa (Kr)

Es la relacin existente entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta.

La permeabilidad relativa depende de las caractersticas tanto del medio poroso como

de los fluidos que saturan el medio, as como el grado de saturacin que est presente.

Este tipo de permeabilidad se expresa en porcentaje (%). [25]

En las Figuras 2.5a y 2.5b se puede observar la representacin de la curva tpica de

permeabilidades relativas para un sistema agua-petrleo y un sistema gas-petrleo

respectivamente


22

a b

Figura 2.5 Curvas tpicas de permeabilidades relativas.

(Mod. Useche). [27]

2.4.6 Presin capilar (Pc)

La presin capilar es la diferencia de la presin que existe a lo largo de la interfase

que separa a dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferencialmente a la

roca. (La presin capilar siempre ser positiva). [2]

De este modo:

(Ec. 2.3)

Donde:

: Presin fase mojante.

: Presin fase no mojante.

Por lo que, para un sistema petrleo - agua (mojable al agua):

(Ec. 2.4)


23

Para un sistema gas petrleo (mojable al petrleo):

2.4.7 Nmero capilar (Nc)

Representa el efecto relativo de las fuerzas viscosas en comparacin con las fuerzas

capilares. Es empleado para definir las fuerzas que actan en la gota de crudo

atrapada en el medio poroso. [28]

La figura 2.6, muestra la relacin entre el nmero

capilar y la recuperacin de crudo. Donde la recuperacin de crudo en un medio

poroso a saturacin de petrleo residual (Sor) es nula para nmeros capilares menores

a 10-5

y comenzar la produccin a medida que el nmero capilar aumente.

Figura 2.6 Relacin entre nmero capilar y recuperacin de crudo.

(Mod. Useche). [28]

(Ec. 2.5)


24

2.4.8 Adsorcin

Se conoce como el proceso (Fsico-Qumico) mediante el cual un slido poroso (a

nivel microscpico) es capaz de retener partculas de un fluido en su superficie tras

entrar en contacto con ste. [29]

Puede variar con: tasa de flujo, temperatura, dureza

del agua, salinidad del agua, composicin de la roca, tipo de componente y peso

molecular.

Concentracin del componente i en la fase lquida o en solucin.

Concentracin del componente i en la fase slida o adsorbida.

a,b: Constantes dependientes de temperatura y la cintica.

2.4.9 Dispersin

Es un proceso mediante el cual, partculas aglomeradas son separadas unas de otras y

una nueva interfase (entre la superficie interior del medio de dispersin lquido y la

superficie de las partculas a ser dispersas) es generada.

(Ec. 2.6)


25

2.5 Prueba de Desplazamiento

La Prueba de Desplazamiento en un sistema roca-fluido (coreflood), consigue

proyectar un modelo similar a las condiciones dadas en determinados yacimientos,

por medio de la aplicacin de tcnicas de laboratorio que permiten ejecutar el trabajo

de una manera eficaz. Esta prueba consiste en determinar la cantidad de crudo que se

puede recuperar, a travs de la inyeccin de un fluido de prueba en un ncleo real o

de arenisca de Berea, a condiciones de temperatura y presin similar a la del

yacimiento en estudio. La figura 2.7, muestra un diagrama de flujo de la prueba de

desplazamiento en un sistema roca-fluido. [30]

Figura 2.7 Diagrama de flujo de la prueba de desplazamiento en un

sistema roca-fluido.

( Mod. Useche). [30]

Horno a Temperatura de

Yacimiento


26

2.6 Objetivos de la Inyeccin ASP

Reduccin de la TIF

Disminuir la tensin interfacial (TIF) entre el Agua y el Petrleo, para lograr un

desplazamiento y movilizacin del crudo hacia los pozos productores.

Aumento del nmero capilar

El Aumento del nmero capilar (Nc), genera una reduccin de la saturacin de

petrleo residual (Sor) mejorando de esta manera la eficiencia de desplazamiento. El

porcentaje de recuperacin de crudo en un medio poroso a (Sor) es esencialmente

nulo cuando el nmero capilar es inferior a 10-5

y esencialmente exitoso cuando el

nmero capilar es superior a 10-4

. [28]

(Ec. 2.7)

Donde

: Velocidad.

: Viscosidad.

: Tension.

Aumento de la viscosidad

El Aumento de la viscosidad del agua mejora el radio de movilidad entre las fases

donde el petrleo fluye ms que el agua lo que hace ms fcil para la fase acuosa

desplazar el crudo y de esta manera lograr disminuir la saturacin residual de petrleo

(Sor) y como resultado obtener un aumento en el porcentaje de recobro. [28]


27

2.7 Etapas del Proceso de Inyeccin ASP

El proceso de inyeccin ASP consta de varias etapas. Usualmente, se utiliza un

colchn de prelavado de salmuera (preflush) para cambiar la salinidad u otras

propiedades de las rocas fluidos. El primer tapn qumico inyectado es una

combinacin de lcali, surfactante y polmero (ASP). ste se mezcla con el petrleo y

modifica sus propiedades, reduciendo la TIF y alterando la mojabilidad de la roca.

Luego sigue un tapn de polmeros para mejorar la diferencia de movilidad entre el

petrleo y los fluidos inyectados, evitando as el fenmeno conocido como

adedamiento. A su vez este tapn es seguido habitualmente por un tapn de agua

dulce para optimizar la recuperacin de los qumicos, y luego por un proceso de

inyeccin con agua para el empuje. La figura 2.8 muestra el esquema del proceso de

Inyeccin ASP descrito anteriormente. [31]

Figura 2.8 Proceso de Inyeccin ASP.

(Mod. Useche). [31]

polmero

(ASP)


28

2.8 Criterios Bsicos para Proyectos de Inyeccin de Mezclas ASP

La tabla 2.1, muestra las caractersticas del crudo y del tipo de yacimiento para la

aplicacin de procesos de inyeccin ASP.

Tabla 2.1 Ventana de aplicacin para proyectos de inyeccin ASP.

Crudo

Gravedad API > 20

Viscosidad 30

Litologa Areniscas preferiblemente

K (mD) > 100

Temp. (F) < 200

Relacin de Movilidad 2 a 40

Salinidades < 20000 ppm

Dureza (Ca2+

/ Mg2+

) < 500 ppm

PDVSA-CIED (1998).[3]

2.8.1 Condiciones favorables para la inyeccin de ASP.

Yacimientos Homogneos

Corte de agua > 50%

Alta relacin / h. [3]


29

2.8.2 Condiciones desfavorables para la inyeccin ASP.

Fracturamiento extensivo.

Acuferos activos.

Presencia de capas de gas.

Alto contraste de permeabilidad.

Problemas de inyectividad.

Alto contenido de arcillas.

Adsorcin de aditivos (S y P). [3]

2.9 Ventajas y Desventajas del Proceso de Inyeccin ASP

Ventajas de la inyeccin ASP

Ayuda a disminuir la saturacin de petrleo residual al mismo tiempo que

mejora la eficiencia de barrido.

Se logra extender la vida til del yacimiento e incrementar su valor

econmico.

Disminuye notablemente el corte de agua.

Se obtiene un notable incremento en el recobro de petrleo en yacimientos

homogneo.

Se usa con preferencia en crudos con alto valor cido.

Se puede aplicar a un campo, ya sea durante una inyeccin de agua o al final

de un programa terciario.

La recuperacin total de petrleo es casi dos veces la de un programa

tradicional de inyeccin de agua. [13]


30

Desventajas potenciales de la inyeccin ASP

Entre los problemas potenciales asociados a estos mtodos de recuperacin mejorada

se pueden sealar los siguientes:

Sistemas complejos para su interpretacin y de altos costos, excepto para las

soluciones alcalinas.

Posibles separaciones cromatogrficas de las especies qumicas del

yacimiento.

Alta adsorcin de surfactantes y polmeros.

Interacciones entre surfactantes y polmeros.

Degradacin de los aditivos qumicos a altas temperaturas. [3]

Despus de un intensivo proyecto de inyeccin ASP, los resultados pueden ser

exitosos, sin embargo el uso de lcali podr causar:

Corrosin de los equipos.

Incrustaciones en la formacin.

Pozos productores obturados que requerirn tratamiento de fractura para que

vuelvan a producir.

Disminucin de desarrollo de la viscosidad del polmero.

Aumento de consumo de polmero.

Mayores costos de mantenimiento. [32,33]


31

2.10 Simulacin Numrica

La Simulacin de yacimientos puede definirse, como el proceso mediante el cual se

integran una serie de factores para describir con cierta precisin el comportamiento

de procesos fsicos que ocurren en un yacimiento, a travs de un modelo matemtico.

Bsicamente, un modelo matemtico de simulacin de yacimientos, consiste en un

nmero determinado de ecuaciones que expresan el principio de conservacin de

masa y/o energa, acoplado de ecuaciones representativas de flujo de fluidos,

temperatura y/o la concentracin de estos fluidos a travs de medios porosos.

El objetivo primordial al hacer uso de la simulacin es predecir el comportamiento de

un determinado yacimiento y con base a los resultados obtenidos, optimizar ciertas

condiciones para aumentar la recuperacin.

La seleccin del modelo a utilizar, adems del aspecto econmico, se realiza en

funcin de lo que se desea simular y de la informacin con que se cuente para realizar

la simulacin, pero una regla general es utilizar el modelo ms simple capaz de

resolver el problema planteado.


32

2.11 Clasificacin de los Simuladores de Yacimientos

Debido a la necesidad de la industria petrolera en el desarrollo de procesos de

recuperacin ms complejos, se han desarrollado una serie de simuladores, los cuales

pueden clasificarse en funcin de las caractersticas del yacimiento que se desea

estudiar o el tipo del proceso fsico que se desea reproducir. Estos pueden ser del tipo

petrleo negro, composicional, trmico y qumico.

2.11.1 Simuladores de petrleo negro (Black Ol)

Este modelo se basa en la suposicin de que los fluidos del yacimiento pueden

representarse de solo tres pseudocomponentes (aceite, gas y agua). Cuenta con los

mecanismos de desplazamiento bsicos para la recuperacin de petrleo como la

expansin del sistema roca-fluido, desplazamiento, segregacin gravitacional e

imbibicin. El termino petrleo negro se utiliza cuando se define que las fases de

hidrocarburos se consideran como un lquido nico y gas, y no existe cambio en la

composicin qumica. Los modelos de petrleo negro regularmente se utilizan para

estimar los siguientes efectos durante la recuperacin de petrleo:

Espaciamiento y arreglo de pozos.

Conificacin del gas y/o el agua como funcin de la rata de produccin.

Tasa de produccin.

Mejorar el mecanismo de entrada de agua mediante inyeccin de la misma y

conocer el beneficio de inyectar por los flancos del yacimiento o inyectar con

un arreglo de pozos determinado.

Intervalos disparados.

Pozos de relleno. [34]


33

2.11.2 Simuladores composicionales

Los modelos composicionales se utilizan para simular los procesos de recuperacin

para los cuales no sean vlidas las suposiciones hechas en el modelo de petrleo

negro. En esta categora se incluyen los yacimientos de gas y condensado con

condensacin retrograda y los yacimientos de petrleo voltil, cuya composicin

vara continuamente al existir pequeos cambios de presin y/o temperatura. Algunos

ejemplos de procesos en los cuales son utilizados estos modelos son los siguientes:

Agotamiento de un yacimiento de petrleo voltil o de gas y condensado

donde la composicin de fase y sus propiedades varan de manera

significativa, con presiones por debajo de la presin de burbujeo o de roco.

Inyeccin de gas (seco o enriquecido) a un yacimiento de petrleo negro para

lograr su miscibilidad, ya sea total o parcial.

Inyeccin de CO2 a un yacimiento de petrleo. [34]

2.11.3 Simuladores trmicos

Este tipo de modelos se utiliza para simular el comportamiento de los yacimientos

sujetos a algn proceso de recuperacin mejorada, por medio de mtodos trmicos

cuyo objetivo principal es el de proporcionar energa calorfica al petrleo aceite con

el fin de disminuir su viscosidad y de esta forma, facilitar su flujo hacia los pozos

productores. Este tipo de mtodos pueden clasificarse en:

Inyeccin de fluidos calientes, que pueden ser agua o vapor.

Combustin in-situ.

Calentamiento electromagntico. [34]


34

2.11.4 Simuladores qumicos

Consideran el flujo de fluidos, el transporte de masa debido a dispersin, adsorcin,

filtracin, cintica de reaccin y cambios de comportamiento de fases. Se utilizan en

procesos de inyeccin de surfactantes, polmeros, emulsiones, sistemas gelificantes y

flujo de compuestos alcalinos. [35]

Los modelos que se utilizan en este tipo de estudios, presentan un mayor grado de

complejidad pues deben considerar tanto la interaccin que existe entre los propios

fluidos qumicos, como la que hay entre dichos fluidos y el medio poroso. [34]

2.12 Simulador para el Anlisis de Procesos de Inyeccin ASP

2.12.1 Simulador numrico STARS

El simulador STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir

Simulator) es un simulador de procesos avanzados para yacimientos de CMG

(Computer Modelling Group). Este simulador se califica actualmente como uno de

los mejores para representar el comportamiento de yacimientos de crudo pesado y

extrapesado sometido a procesos trmicos. Adems, STARS es un simulador

trifsico, multicomponente, composicional y trmico, con gran versatilidad en el uso

de mallas cilndricas, cartesianas, de espesor y/o profundidad variable. Una de sus

propiedades fundamentales, es evaluar los cambios en la composicin de las fases, la

cual vara cuando la presin desciende por debajo de la presin de burbujeo, o de

roco en yacimientos de gas condensado, permitiendo simular cualquier tipo de

yacimiento. STARS fue desarrollado con el propsito de simular mltiples procesos,

como son: flujo de vapor, inyeccin cclica de vapor, inyeccin de vapor con aditivos,

combustin en sitio y combustin seca y hmeda, entre otros. [35]


35

2.13 Informacin Requerida para Realizar una Simulacin

Los datos de entrada para un simulador convencional de petrleo negro generalmente

comprenden caractersticas generales del yacimiento como:

Descripcin fsica del yacimiento

Para realizar una simulacin a escala de campo, es necesario llevar a cabo un estudio

geolgico detallado que proporcione un conocimiento estratigrfico, estructural y

petrogrfico, que permita de esta manera caracterizar el yacimiento perfectamente. La

informacin geolgica requerida en la simulacin es:

Lmites del Yacimiento.

Caractersticas de la formacin productora.

Caractersticas del acufero.

Fallas.

Discontinuidad en las capas. [35]

Mecanismos de desplazamiento presentes en el yacimiento

Los cuatro mecanismos bsicos que intervienen en la recuperacin de hidrocarburos

del yacimiento son:

Expansin del sistema roca-fluido.

Desplazamiento.

Segregacin gravitacional.

Imbibicin. [35]


36

Propiedades petrofsicas de las capas de inters a simular

Las propiedades petrofsicas se determinan en el laboratorio con pequeos ncleos

obtenidos del yacimiento y que se procura sean representativos. Para asegurar una

mayor precisin en estos datos se puede obtener informacin complementaria de estas

propiedades, la cual proporcionan los registros elctricos y los anlisis de prueba de

presin. Los datos petrofsicos que se necesitan para efectuar una simulacin son:

Porosidades, .

Permeabilidades, k.

Saturaciones de agua, petrleo y gas, Sw, So, Sg.

Presin capilar entre diferentes interfases, Pcw-o, Pcg-o, Pcg-w.

Permeabilidad relativa al agua, petrleo y al gas, krw, kro, krg.

Compresibilidad de la formacin, cr. [35]

Propiedades PVT de los fluidos

Las propiedades de los fluidos se obtienen en el laboratorio por medio de muestras

sacadas de los pozos. Para que los valores que se obtengan sean aceptables, se

requiere que las mediciones se realicen lo ms cuidadosamente posible tratando de

acercar al mximo las condiciones del laboratorio a las condiciones existentes en el

yacimiento. Las propiedades de los fluidos requeridas en la simulacin son:

Factores de volumen del agua, del petrleo y del gas, w, o, g.

Relacin de solubilidad en el petrleo y en el agua, Rso, Rsw.

Viscosidades del agua, del petrleo y del gas, w, o, g.

Compresibilidad del agua, del petrleo y del gas, cw, co, cg.

Comportamiento de fases.

Presin de Saturacin. [35]


37

Datos de produccin y relacin de flujo

Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento, se

requieren conocer los ritmos de produccin y la declinacin de la presin. Estos datos

de produccin que se necesitan para cada pozo, se pueden desglosar en los siguientes

puntos:

Flujo de petrleo vs tiempo.

Flujo de gas vs tiempo.

Flujo de agua vs tiempo.

Cualquier presin media vs tiempo. [35]

Adems es preciso contar con los ndices de productividad y si es el caso, con los

ndices de inyectividad de los pozos que integran el yacimiento.

Estado mecnico de los pozos

Un avance muy significativo en simulacin es acoplar el comportamiento que tienen

los fluidos dentro del yacimiento al que presenta a lo largo de las tuberas de

produccin en su camino hacia la superficie. Para ello se requiere contar con el

mtodo de flujo multifsico como sub-rutina en el simulador. Es de suponer,

lgicamente, que un trabajo de esta naturaleza requiere de las caractersticas

mecnicas de los pozos. [35]

Permeabilidades relativas.

El parmetro crtico que se emplea dentro de toda la informacin que se requiere al

efectuar una simulacin, son las permeabilidades relativas, dado que una relacin

determinada de ellas define los resultados que entrega el modelo. [35]


38

Mapas.

Al preparar la informacin que se necesita para realizar una simulacin, se elaboran

los siguientes mapas:

Mapa estructural.

Mapa ispaco.

Mapa de isoporosidades.

Mapa de isopermeabilidades. [35]

En ocasiones se elaboran mapas en los cuales se encuentra la distribucin de

combinaciones o productos de propiedades como por ejemplo:

Porosidad-espesor, h.

Porosidad-saturacin-espesor, Soh.

2.14 Pruebas de Validacin para Anlisis PVT.

Al momento de realizar un anlisis PVT es necesario comprobar la consistencia y

validez de los datos, ya que es posible la existencia de errores de medicin en

laboratorio. Para ello se debe hacer una revisin de la representatividad y la

elaboracin de pruebas, entre las cuales se encuentran: prueba de la funcin Y,

balance de materiales, densidad y prueba de desigualdad.


39

2.14.1 Prueba de la funcin Y.

Generalmente los datos de volumen relativo reportados en las pruebas de laboratorio,

requieren una normalizacin debida a los errores en la medicin del volumen total de

petrleo, cuando ste se encuentra por debajo de la presin de saturacin y bajas

presiones. Una funcin de compresibilidad, llamada Funcin Y es usada para corregir

los valores de volumen relativo.

2.14.2 Prueba de balance de materiales.

Esta prueba consiste en chequear si la Rs experimental de la prueba de liberacin

diferencial es igual a la Rs calculada por balance de materiales. Para considerar la

prueba vlida la diferencia entre los dos valores no debe exceder el 5%.

Para realizar esta prueba, es necesario contar con la siguiente informacin

suministrada por el informe PVT.

Gravedad API del crudo residual.

Relacin gas-petrleo en solucin (Rs), a diferentes presiones.

Factor volumtrico del petrleo (o), a diferentes presiones.

Gravedad especfica del gas liberado en cada etapa de liberacin.

Densidad de la fase lquida en cada etapa de presin.


40

2.14.3 Prueba de densidad.

Para verificar la consistencia de la densidad de petrleo a la presin de burbuja

reportada en el anlisis PVT. Se debe cumplir que la densidad del petrleo saturado

con gas a la presin de burbujeo en la prueba de liberacin diferencial sea igual a la

calculada a partir de los datos de la prueba de separadores. Para considerar la prueba

vlida la diferencia no debe ser mayor al 5%.

2.14.4 Prueba de desigualdad.

Una restriccin importante que deben cumplir los datos es la siguiente relacin:

(Ec. 2.8)

Con la finalidad de evitar que los datos PVT presenten inconsistencia numrica al

momento de realizar la simulacin y verificar la coherencia en los cambios de

volumen lquido y gas.


41

2.15 Tipos de Mallado Empleados en la Simulacin de Yacimientos.

Existe una gran variedad de sistemas de mallado: 1-D, 2-D o 3-D, en coordenadas

radiales o rectangulares. La seleccin del tipo de malla depende del objetivo

especfico del estudio de simulacin:

Modelos de una dimensin (1D)

En los modelos de una dimensin la orientacin de los bloques puede ser horizontal,

vertical o con cierto ngulo de inclinacin. Estos modelos dan una buena

representacin del movimiento de fluidos globalmente, y tambin de la distribucin

promedio de las presiones. Los modelos 1-D son tiles cuando el espesor del

yacimiento es pequeo en comparacin con su longitud. La figura 2.9 muestra los

diferentes modelos en (1D). [35]

Figura 2.9 Modelos Unidimensionales.

(Mod. Useche). [34]

Y

Inclinado

Flujo

Radial

Flujo X

Horizontal

Flujo

Vertical

Y

Flujo


42

Modelos de dos dimensiones (2-D)

Se utilizan para modelar la eficiencia de barrido de un fluido desplazante. Este puede

ser un modelo radial, un modelo transversal para simular conificacin y segregacin

gravitacional, o un modelo areal para simular efectos de barrido. Puede ser utilizado

para el anlisis de pruebas de presin y posiblemente su uso ms extensivo es para

determinar los patrones ptimos de inyeccin de agua o gas. La figura 2.10 muestra

un ejemplo de los modelo (2D). [35]

Figura 2.10 Modelos Bidimensionales.

(Mod. Useche). [34]

Modelos de Tres Dimensiones (3-D)

Los modelos 3-D, pueden tomar en cuenta casi todas las fuerzas presentes en el

yacimiento. Consideran los efectos de barrido areales y gravitacionales. Sin embargo,

pueden ser muy difciles para modelar fenmenos locales (tales como conificacin)

donde se requieren bloques muy pequeos para una representacin adecuada. Los

modelos 3-D radiales como los mostrados en la figura 2.11, son una generalizacin

del 2-D radial, en el cual se puede tomar en cuenta penetracin parcial del pozo en la

Seccin transversal

Radial

Areal


43

arena productora y caoneo parcial, as como cualquier otro parmetro que dependa

de la profundidad. [35]

Figura 2.11 Modelos Tridimensionales.

(Mod. Useche). [34]

2.16 Ajuste del Simulador con la Historia del Yacimiento

Si la informacin con que se cuenta para llevar a cabo una simulacin es amplia y de

calidad, el objetivo de la simulacin tender a satisfacer los resultados esperados y la

prediccin del comportamiento ser mejor. Si por el contrario, la informacin es

incompleta o no muy confiable, los simuladores solo podrn utilizarse para comparar

semicuantitativamente los resultados al explotar el yacimiento de diferentes maneras.

De cualquier forma, la informacin que proporciona el simulador puede mejorarse

mediante el ajuste de ste a medida de que se vaya obteniendo mayor informacin del

yacimiento.

Lo primero que se hace para ajustar el simulador con la historia del yacimiento, es

determinar el comportamiento de ste usando la mejor informacin disponible. De

esta manera los resultados obtenidos de la simulacin se comparan con aquellos

obtenidos en campo. Si los resultados al compararlos no coinciden en una manera

2 3 4 1

1 4 3 2

1

2

3

X

Y Z

Z


44

satisfactoria, se hacen modificaciones en los datos utilizados y se efectan otras

corridas del simulador hasta que se alcanza la aproximacin deseada en los

resultados.

Cuando esto ocurre, el modelo ya puede ser utilizado para predecir con cierto grado

de precisin, el comportamiento del yacimiento. Es importante notar que dicho

comportamiento est influenciado por muchos factores tales como: permeabilidades,

distribucin de saturaciones, espesores de las capas, porosidades, permeabilidades

relativas, etc. que nunca se conocen con exactitud a lo largo de todo el yacimiento. [34]

2.17 Resultados de una Simulacin

Los resultados caractersticos que se obtienen de una simulacin consisten de la

distribucin de presiones y de saturaciones en cada una de las celdas en que ha sido

dividido el yacimiento, y de los volmenes producidos y las relaciones agua-petrleo

y gas-petrleo para los pozos productores. Si hay inyeccin de fluidos se obtiene, el

ritmo de inyeccin de los pozos o las presiones necesarias para inyectar los

volmenes establecidos. [34]

En la figura 2.12 se observa un diagrama que da idea de cmo trabaja un modelo de

simulacin.


45

Figura 2.12 Etapas para desarrollar un modelo de simulacin.

(Mod. Useche). [34]


46

2.18 Ventajas de la Simulacin

Predecir el volumen original de petrleo.

Tener un conocimiento del movimiento de los fluidos en el yacimiento.

Predecir el comportamiento de un campo bajo la aplicacin de diferentes

mecanismos de desplazamiento, como flujo natural, inyeccin de agua,

inyeccin de gas o la aplicacin de mtodos de recuperacin mejorada.

Predecir los efectos de la localizacin de los pozos y su espaciamiento, y de

este manera determinar donde perforar nuevos pozos.

Establecer un programa de produccin.

Obtener sensibilidades de los resultados o variaciones en las propiedades

petrofsicas del yacimiento o las propiedades PVT de sus fluidos cuando no

son bien conocidas.

Estimar los efectos que tiene la tasa de produccin sobre la recuperacin.

Determinar la cantidad de gas almacenado.

Permitir realizar estudios individuales por pozo.

Simular procesos fsicos determinados: resultados de una inyeccin qumica,

agua, prueba de presin, etc.

Establecer valores de parmetros en el yacimiento, para llevar a cabo estudios

econmicos. [34]

Entre las razones que se deben considerar al momento de desarrollar un modelo,

tenemos:

A pesar de haber hecho todo lo posible por caracterizar al yacimiento de la

mejor manera, nunca podr hacerse sino solo en una forma aproximada.

Hacer el problema manejable.

Reducir el costo de la simulacin.

CAPITULO III METODOLOGA

47

CAPTULO III

METODOLOGA

3

asp usando stars

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