diplomadoreservorios recuperacionmejorada parte2 (2)
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Clasificación General los Procesos
Las técnicas de Recuperación Mejorada (RM) se pueden agrupar en:
◦ Control de Movilidad
◦ Acción de agentes químicos
◦ Acción de fluidos miscibles
◦ Acción térmica
◦ Otros agentes: como la acción de microorganismos
El control de movilidad se basa en mantener la razón de movilidad favorable al barrido
Se busca mejorar la eficiencia volumétrica del barrido
◦ Espesar el agua de inyección con polímeros
◦ Inducir la formación de espuma en la fase gaseosa
La acción de agentes químicos tiene la finalidad de permitir la movilización de petróleo originalmente inmóvil o irreducible
Agentes surfactantes y alcalinos alteran la tensión superficial y el diagrama de fase
◦ Se busca mejorar la eficiencia del empuje en el barrido
Los procesos miscibles se basan en la alteración de la composición del petróleo
Se inyectan agentes directamente miscibles que inducen miscibilidad
◦ Como solventes y Dióxido de Carbono
Interacción térmica tiene como objetivo:
◦ Alterar la viscosidad del petróleo
◦ Obtener un favorable diagrama de fases
◦ Inducir reacciones químicas favorables
La inyección de vapor de agua pretende elevar la temperatura para temporalmente bajar la viscosidad de los líquidos
La combustión in-situ altera la composición del petróleo al reducir el volumen de hidrocarburos pesados y generar gases de combustión
Otras técnicas de recuperación son: ◦ Acción microbiana ◦ Inyección inmiscible de CO2 ◦ Minado directo
Este tipo de clasificación no es completamente preciso ya que no delimita estrictamente los procesos de recuperación
Existen procesos que se clasificarían en dos o mas categorías
◦ La acción de agentes químicos genera solubilidad que induce miscibilidad al barrido
También existen agentes químicos en la mayoría de los procesos de inyección de fluidos
Principalmente el control se realiza inyectando agua enriquecida con polímeros
◦ Concentración aproximada de 100 a 10 000 ppm
El barrido se realiza con una solución de un polímero dispersos en agua salina
◦ Típicamente poliacrilamida parcialmente hidrolizado
El barrido típicamente alcanza entre 50% a 100% Volúmenes Porosos (VP) de inyección
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Usualmente se inyectan lotes sucesivos de concentraciones más diluidas
La solución polimérica se diseña para obtener un barrido más uniforme y ordenado
◦ Obtener mejor razón de movilidad entre la solución y banco desplazado de petróleo/agua
Una razón de movilidad es desfavorable cuando el fenómeno de ramificación es considerable
La ramificación es la tendencia a fluir por la ruta mas rápida y corta
La presencia de polímeros reduce la movilidad de la solución para frenar su flujo por las rutas mas permeables
La viscosidad de la solución polimérica se caracteriza por: ◦ Ser mayor que la viscosidad del agua salina ◦ Su naturaleza No Newtoniana ◦ Su sensibilidad a la salinidad
Los polímeros son en general susceptibles a ser adsorbidos en la pared de los poros
◦ Esto reduce la permeabilidad absoluta
◦ La concentración disminuye a lo largo del avance
El efecto final es incrementar la eficiencia volumétrica del barrido
◦ Se minimizan el aislamiento de zonas conteniendo petróleo
◦ El desplazamiento del banco petróleo-agua resulta más frontal
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La mayor desventaja de la inyección de polímeros es su relativa baja recuperación compara a otras técnicas ◦ Solo se controla las rutas de flujo y la forma del frente
de barrido ◦ Otras técnicas alteran la dinámica de fluidos en la
escala microscópica
Otros agentes de movilidad son: ◦ Aplicación de espumas ◦ Modificadores de permeabilidad relativa ◦ Bloqueadores de rutas de alta permeabilidad
Los procesos químicos alteran las propiedades del comportamiento de fases ◦ Actualmente la disminución de la tensión superficial es el
objetivo
El desplazamiento de petróleo es incrementado al reducir su saturación irreducible ◦ Se obtiene volumen adicional de petróleo movible
El fluido inyectado se denomina solución micelar que contiene surfactantes, cosurfactantes, aceites, electrolitos y agua.
Típicamente la inyección de fluidos se realiza en lotes
◦ En el frente del barrido se inyecta aproximadamente 10% VP de solución micelar
◦ Seguido se inyectan un lote para control de movilidad conteniendo una alta concentración de polímeros
◦ Luego se inyectan lotes sucesivos de soluciones poliméricas progresivamente mas diluidas
El volumen total de suspensiones poliméricas resulta aproximadamente de un volumen poroso
La solución micelar es poco soluble tanto con el petróleo como con la solución polimérica ◦ Se desea maximizar el efecto químico ◦ Se considera como un proceso inmiscible
Los surfactantes actúan al contacto del petróleo irreducible par formar un rocío que se moviliza en el barrido ◦ El rocío resulta de la formación de gotas microscópicas ◦ La reducción de la tensión superficial permite la
coalescencia ◦ La movilidad de la solución micelar es menor al banco
petróleo/agua que se forma para subir la eficiencia volumétrica
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Las soluciones poliméricas son inyectadas para desplazar a la solución micelar de forma eficiente
◦ La solución polimérica es menos movible para evitar ramificaciones
◦ Poco de la solución micelar es atrapada en la roca durante el barrido polimérico debido a la baja tensión superficial
Baja tensión superficial es deseable en ambas interfaces dela solución micelar
◦ Delante permite la coalescencia de gotas de petróleo delante
◦ Detrás minimiza al entrampamiento de químicos
Los procesos químicos han demostrado tener el mayor potencial de recuperación
◦ La eficiencia volumétrica se maximiza con controles de movilidad
◦ Se obtiene una alta eficiencia de desplazamiento con estudios en laboratorio de soluciones micelares
Si la solución micelar no es desplazada eficientemente su estabilidad se deteriora por la perdida de materiales
◦ Adsorción, entrampamiento y partición de fases
Estos procesos resultan ser tecnológicamente complejos y costosos
◦ Se justificada con un alto precio del petróleo
◦ Alto petróleo residual luego de la etapa previa de recuperación
◦ La solución micelar es muy costosa
◦ La perdida de químicos puede ser severa
◦ La estabilidad de la solución es sensible tanto a la temperatura como a la salinidad
◦ Poco aplicable para calizas y dolomitas (rocas carbonatadas)
Otros procesos químicos emplean alcalinos y alcoholes en vez de surfactantes
El barrido con alcalinos es posible cuando estos reaccionan con el petróleo para generar in-situ surfactantes
El proceso se basa en la movilización de petróleo irreducible que es forzado a disolverse en el barrido
El fluido inyectado al ser miscible induce la solubilidad del petróleo que no se hubo movilizado en el proceso previo de recuperación
El fluido debe ser miscible a la condiciones de presión y temperatura existentes en la interface entre el gas inyectado y el banco petróleo/agua desplazado
La región del barrido en la cual dos fases coexisten es muy reducida debido a la solubilidad de los fluidos
Existe dos técnicas principales de este proceso: ◦ Proceso Miscible al Primer Contacto (MPC) ◦ Proceso Miscible de Contacto Múltiple (MCM)
El fluido debe ser miscible a la condiciones de presión y temperatura existentes en la interface entre el gas inyectado y el banco petróleo/agua desplazado
El fluido inyectado es directamente miscible con el petróleo a condiciones del reservorio en el proceso MPC
◦ En el frente del barrido se inyecta aproximadamente
10-15% VP de fluido miscible Usualmente se emplea Gas Licuado de Petróleo (GLP)
◦ Luego se inyecta un lote de un fluido menos costoso
cuyo volumen es mucho mayor Usualmente gas con alta fracción molar de metano
(gas seco)
También suele utilizarse agua
Los procesos MPC se basan principalmente en la miscibilidad entre el frente y el banco desplazado
◦ La interfaz entre fluido miscible y el banco petróleo/agua es progresivamente eliminado
◦ Petróleo irreducible es constantemente solubilizado en el banco
La miscibilidad entre el frente y el lote secundario es deseable
◦ Para evitar el entrampamiento del frente como gas residual
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En los procesos MCM el fluido inyectado no es soluble al primer contacto ◦ El proceso depende en la modificación de la
composición del frente y del banco desplazado
La miscibilidad se genera in-situ de forma progresivamente a lo largo del barrido a través de múltiples contactos
Típicamente se emplea Dióxido de Carbono (CO2) como fluido miscible ◦ Se inyecta un fluido casi puro en CO2 para movilizar y
desplazar petróleo
Componentes pesados e intermedios del petróleo son mas solubles en CO2 que los livianos
◦ Inicialmente estos componentes ingresan al gas en solución
◦ Luego la solución de CO2 rica en pesados se convierte en fluido miscible con el petróleo en el banco
◦ El cambio se debe al progresivo cambio de composición que ocurre en el frente
Idealmente las condiciones de miscibilidad se genera abarcando una distancia o longitud despreciable
◦ La zona de coexistencia de fas gaseosa y liquida seria despreciable
El volumen aproximado a inyectar es de 25% VP
El punto crítico del CO2 es 87.8 ºF por lo que es inyectado como gas súper-crítico en la mayoría de los procesos
◦ Por lo que su viscosidad varia aproximadamente entre 0.06 – 0.1 cp a condiciones de reservorio
La viscosidad del CO2 induce mayor movilidad que el banco petróleo/agua que resulta ser desfavorable
◦ El efecto de ramificación es considerable en las condiciones del reservorio
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Una técnica para minimizar las ramificaciones consiste en inyectar lotes alternos de CO2 y agua
◦ Conocido como proceso de Agua Alternado con Gas (AAG)
El propósito es “cortar” la movilidad del CO2 para obtener varias ramificaciones pequeñas en vez de una sola ramificación que sea severa
Otra ventaja de un proceso de AAG es que reduce la demanda de CO2
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Se puede combinar métodos de control de movilidad como la adición de polímeros al agua o la generación de espuma en el CO2
Otro problema con la inyección de CO2 es la diferencia de densidades tanto con el agua como el petróleo
◦ El CO2 tendera a fluir por el tope evitando el contacto con el petróleo del fondo
◦ El petróleo de fondo no seria movilizado
Este efecto gravitatorio puede ser favorable si el reservorio posee una inclinación no despreciable
Se espera que la inyección de CO2 se canalice en el reservorio y llegar al punto de quiebre más rápido
Al CO2 se debe separar del gas producido en superficie
◦ Se requiere de equipos adicionales
◦ Lo que agrega costo al proyecto
Otros gases empleados en procesos de MCM son gas seco, nitrógeno y gases de combustión
◦ Desplazan al petróleo de forma similar que el CO2
Estos gases requieren de presiones mayores comparado con el CO2 para inducir la miscibilidad con el petróleo
◦ Lo que los hace candidatos para reservorios mas profundos
◦ De esta forma la presión de miscibilidad no tiene potencial de fracturar el reservorio
◦ El gas inyectado se canalizaría por la fractura
Los procesos MCM tienen como alternativa la inyección de un gas natural rico en etano y propano
◦ La condensación del gas natural hacia el petróleo altera su composición
En general los procesos miscibles presentan los mismos problemas que la inyección MCM de CO2
◦ La ramificación adelanta al punto de quiebre
◦ La gravedad disminuye la eficiencia volumétrica
◦ La demanda de gas puede ser muy alta
Los procesos termales pueden ser sub-divididos en barrido con agua caliente, procesos con vapor de agua y combustión in-situ
El barrido con agua caliente ha caído en desuso por su limitada efectividad
La inyección de vapor de agua se realiza de dos forma:
◦ Inyección cíclica de vapor de agua
◦ Barrido inyectando vapor de agua
La inyección de vapor de agua es aplicable mayormente a reservorios de crudo pesado y viscoso
La estimulación cíclica es un método que emplea un solo pozo
◦ Vapor es inyectado a un pozo productor por un periodo específico
◦ Luego el pozo se cierra para permitir el “remojo”
◦ El pozo es abierto para dar paso a la producción
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La producción continua hasta es necesario repetir el proceso
◦ Típicamente un pozo es sometido a varios ciclos
La producción se incrementa por la combinación de los efectos:
◦ Reducción de viscosidad
◦ Vaporización del agua
◦ Dilatación del petróleo
◦ Arrastre del vapor
El barrido por inyección de vapor de agua utiliza varios inyectores que desplazan al petróleo hacia un productor
◦ Los pozos son perforados según algún arreglo geométrico
La recuperación se basa en la alteración de las mismas propiedades que la estimulación cíclica
A lo largo del barrido el vapor pierde energía mayormente por transferencia de calor
◦ El frente lo constituye agua caliente seguido de una zona de condensación
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Un problema considerable en la recuperación por vapor de agua es la diferencia de densidades
◦ La densidad del banco petróleo/agua es mucho mayor
◦ El barrido tiene a evitar el petróleo de fondo
Otro gran problema es la ramificación del barrido debido a mayor movilidad del vapor
Otros problemas son la perdida de calor, altas temperaturas operativas y las emisiones contaminantes en la superficie
El proceso de combustión in-situ genera energía térmica por la oxidación del petróleo no recuperado
La combustión es iniciada de forma espontanea, por calentadores eléctricos y mecheros
Un fluido rico en oxigeno es comprimido e inyectado continuamente desde la superficie
◦ Proceso seco: aire es inyectado
◦ Proceso húmedo: aire y agua son inyectados
Los livianos son vaporizados, sobre-calentados y movilizados delante del frente de combustión
El craqueo térmico de los pesados ocurre dependiendo de la temperatura pico del barrido
◦ Los gases producidos también se movilizan delante del frente
Parte del petróleo se transforma en coque y sirve de mejor combustible para la combustión
◦ El coque facilita la propagación del frente de combustión
Vapores y líquidos resultantes de la combustión son situados y desplazados delante del frente
Los principales mecanismos de recuperación son:
◦ Reducción de viscosidad por calentamiento
◦ Vaporización de fluidos
◦ Craqueo térmico
Los gases de inyección y el agua acarrean el calor en su paso hacia el frente de combustión
Delante del frente una meseta térmica existe
◦ Una región en la que el vapor de agua de condensa a la temperatura constante de la presión local del reservorio
◦ Delante del vapor existe agua hirviendo que se moviliza
Delante de la meseta térmica la temperatura disminuye una zona donde existe agua caliente
El agua caliente es el frente de barrido que desplaza:
◦ Banco petróleo/agua
◦ Gases de combustión enfriados
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En la combustión húmeda el agua acarrea eficientemente el calor situado detrás de la combustión
◦ También ayuda a estabilizar la zona de combustión a una temperatura menos elevada
Una variante de esta técnica propaga la combustión de forma reversa
◦ La combustión se inicia en el pozo de producción
◦ El oxigeno se suministra por los pozos de inyección
◦ El frente de combustión se propaga en sentido contrario al barrido
La combustión in-situ desplaza muy efectivamente al petróleo que es contactado
Aproximadamente 30% del petróleo in-situ se utiliza como combustible
El control de la propagación del frente de combustión es critico
◦ El frente puede propagarse de forma muy irregular resultante en una baja eficiencia volumétrica
Mantener condiciones favorables de combustión es crucial para evitar que se atenúe y su extinción
El control en la emisión de contaminantes puede ser un problema severo