Mecanismos de Recuperación

7/23/2019 Mecanismos de Recuperación

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30/07/20

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Mecanismos de Recuperación


Contenido

• Recuperación Primaria – Expansión del sistema roca‐fluidos – Gas en solución – Expansión del casquete de gas – Entrada de agua – Segregación gravitacional

• Recuperación secundaria – Inyección de agua – Inyección de gas

• Recuperación mejorada – Procesos térmicos – Proceso químicos – Procesos Miscibles – Procesos Biológicos – Combinación de procesos

RECUPERACIÓN PRIMARIA



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Recuperación Primaria

• Definición: Producción

de hidrocarburos por energía natural del yacimiento.

Características típicas de los Mecanismos:

Factor de recuperación finalVelocidad de declinación de la producción

Relación Agua‐AceiteProducción de agua

Recuperación

primariaRecuperación

primaria

Expansión

roca‐fluidosExpansión

roca‐fluidos

Gas en

soluciónGas en

solución

Empuje del casquete de

gas

Empuje del casquete de

gas

Entrada de agua

Entrada de agua

Drene gravitacional

Drene gravitacional

Combinación

de empujesCombinación

de empujes


Expansión del sistema roca‐fluidos

• Pyac > Pb: yacimiento bajo

saturado.• Las únicas fases en este

estado son: aceite, agua congénita y roca.

• Conforme va declinando la presión del yacimiento la roca y los fluidos se

expanden. • La compresibilidad de la

roca es producto de dos factores: expansión de

granos individuales y factor

de compactación


Expansión del sistema roca‐fluidos

• Roca y fluidos son

ligeramente compresibles, el yacimiento pierde presión rápidamente.

• Este mecanismo se caracteriza por una RGA

constante (RGA = RS@Pb).

• Este mecanismos se

considera de baja eficiencia (5‐10 % ooip)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

1978 1981 1984 1987 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011

P r e s i ó n ( k

g / c m 2 )

Tiempo de explotación



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Declinación de la presión

• Sinónimos:

– empuje por gas en solución,

– empuje por gas disuelto

– empuje por gas interno

Fuente de energía:

La principal energía proviene

de la liberación de gas del aceite y su posterior expansión

Conforme el yacimiento va

perdiendo presión.

1.Py > Pb

2. Py < Pb: liberación de gas

‐ Rápida declinación‐ No producción de agua‐ Sg >Scg: flujo de gas‐ Incremento de RGA

Kvertical:debe ser buena

Rec: 10‐20 %


Declinación de la presión

G O R

( f t 3 / b b l )

P r o d u c c i ó n d i a r i a ( b b l )

Clark N.J Elements of Petroleum Reservoirs , SPE,1969Tiempo de explotación (años)


Empuje por Casquete de Gas

• Desarrollo del casquete de gas

• Poca presencia de agua• Dada la expansión de

casquete de gas la presión declina lentamente

• La producción es del orden: 20‐40%

• La producción final es función de: – Tamaño de la capa de

gas – K vertical – Viscosidad del aceite – Ritmo de producción

– Angulo de inclinación

Clark N.J Elements of Petroleum Reservoirs , SPE,1969

‐ Expansión dela

capa de gas‐ Expansión del

gas conforme es liberado.

‐ Posición de

CGA



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Empuje por casquete de gas



Empuje hidráulico

• Acuífero – Dominantes – Imperceptibles

• El acuífero y el yacimiento forman

una unidad

volumétrica• Pueden ser activo.• Empuje por los

bordes o empuje desde abajo.

• El agua desplaza al aceite de los poros.



Empuje hidráulico

• Presión. Declina lentamente por la actividad del acuífero. Alta

producción de aceite con baja declinación de presión.

• Producción de agua. Alta en yacimientos estructuralmente bajos. Lentes de alta K.

• Relación gas‐aceite. Baja por el mantenimiento de presión

debida al movimiento del acuífero.

• Recuperación final. Es la más alta (30‐50 % ooip) de todos los mecanismos de recuperación primaria. Función de

mojabilidad, heterogeneidad.



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Drene gravitacional

• Densidad de los fluidos.

• Efectos

gravitacionales• CGA, CAA se espera que sean

horizontales. agua

aceite

Equilibrio termodinámico

• Presión: En yacimientos estructuralmente altos, la declinación de la presión es rápida. Algunos yacimientos existe la combinación de empuje por gas y drene gravitacional.

• Relación gas‐aceite: Depende de la altura estructural.

• Casquete de gas: Sg>Scg: flujo de gas.

• Producción de agua: Nula o muy baja.

• Producción final: Variable.


Drene gravitacional

• So alta en las cercanías del pozo: – So : qo – So : qg

• Factores que

afectan la recuperación final: – K en la dirección

de la inclinación

– Inclinación del yacimiento

– Ritmo de

producción

– Viscosidad del aceite

– Kr´s.

Casquete secundario de gas

gas

aceite

Zona de aceite Pozo productor estructuralmente bajo

Para sacar provecho del drene gravitacional, se

recomiendan pozos estructuralmente bajos


Combinación de mecanismos

• Sw, Sg > Sc.• Declinación de la presión

con débil empuje con agua.• Declinación de presión con

casquete de gas y débil empuje de con agua.

• Declinación rápida de la presión• Lenta invasión con agua • RGA creciente• La recuperación final por combinación puede ser menor que

por invasión con agua.



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Recuperación primaria

PEMEX, Informe anual, 2009

RECUPERACIÓN SECUNDARIA


Desplazamiento inmiscible en flujo bifásico

30/07/2012ESS18

• Modelo lineal de una formación sometida a una invasión de agua



30/07/20


TIPOS DE DESPLAZAMIENTO

30/07/2012 ESS 19

Pistón sin fugas

Pistón con fugas

Fase inicial o antes dela ruptura

Flujo bifásicoHay producción de Aceite después de la irrupción

Fase subordinada odespués de la ruptura

o = 0

o ≠ 0


Mecanismo de desplazamiento

30/07/201220

• Es un proceso de flujo no continuo ya que las saturaciones cambiancon el tiempo.

• Para un sistema homogéneo el mecanismos de desplazamiento sepresenta en cuatro etapas:

1. Condiciones iniciales

2. Invasión

3. Ruptura

4. Posterior a la ruptura

1. Condiciones iniciales

- Yacimiento homogéneo,

con movimiento horizontal de fluidos.

- Saturación homogéneamente distribuida.

- Sw So Sg = 1

-So r@ declinación

- Pactual <Psat



30/07/2012ESS21

2. Invasión

• Aumento de la presión en las cercanías de los pozos inyectores

• Parte del aceite se desplaza hacia adelante formando un banco de aceite

• El banco de aceite desplaza al gas (que tiene una alta movilidad). Este gaspuede ser atrapado por el banco de aceite

• Detrás del banco de petróleo se forma el frente de agua donde hay

únicamente el agua inyectada y el aceite r emanente (más el gas atrapado)



30/07/20



30/07/201222

3. Llene

• Todo el gas atrapado se desplaza de la porción inundada del yacimientoantes de que se produzca el aceite. A esto se le llama «llene».

• Vwiny= Vg móvil; Sg = Vg que se re-disuelve en el aceite + Sg produce• La llegada del aceite a la zona de producción marca el fin de la etapa de

llene.

• Detrás del frente de agua, la So disminuye gradualmente conforme se vaproduciendo aceite hasta que So = Sor.

4. Ruptura

Cuando se alcanza el llene, continua el avance del frente: qop = qwi (el gasto

de producción de aceite es eventualmente igual al de inyección de agua ).

Si la Swi < Swc : la producción de aceite estará libre de agua.

El inicio de la producción de agua marca la irrupción del agua o la rupturadel frente.



30/07/2012ESS23

Ruptura

Cuando el fluido desplazante llega al pozo

productor

Se dice que se ha producido la ruptur o irrup ión

de la fase desplazante



30/07/201224

4. Posterior a la Ruptura

qw aumenta

qo disminuye. La producción de aceite se logra únicamente inyectandograndes volúmenes de agua.

Durante esta última etapa, el área barr ida se incrementa

La inyección de agua se detienen cuando el corte de agua es >70%



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Recuperación secundaria

• Inyección de agua y/o gas hidrocarburo para complementar fuerzas.

• Mantenimiento de presión

Inicios El agua mejora la producción

1865 1890 1907

Inyección

de agua en

el campo

Bradford. Invasión

circular

1921

Arreglo en

línea

1928

Arreglo de

5 pozos

1940

Expansión

del proceso de

inyección

de agua


Definiciones

30/07/201226

• Heterogeneidad de los yacimientos – Depende de:

• Ambiente de depositación de la roca almacenadora,• Fallamientos, plegamientos, cementación etc.• Naturaleza de las partículas de los sedimentos.

– Los yacimientos pueden ser no homogéneos conrespecto a alguna propiedad:

• K, , dp, distribución del tamaño de poros ,mojabilidad, Swc y propiedades del crudo.

Heterogeneidad

1. Variaciones areales (fallas, cavernas, etc.)2. Variaciones verticales (estratificación)3. Fracturas a escala de yacimiento.


Definiciones

30/07/201227

Formación Homogénea: CL = 0Formación Heterogénea : CL = 1



30/07/20


Definiciones

30/07/201228

Formación Homogénea: V = 0Formación Heterogénea: V = 1

En K84.1, el valor de 84.1 se escogió debidoa que en una distribución normal,la desviación estándar, , es tal que el84.1% de las muestras tiene valoresmayores que el valor medio más



Definiciones

30/07/201230

• Razón de movilidad – El cociente Krw/Kro está referido a un solo valor de Sw, por lo tanto

representa solo un punto en el yacimiento.

– Krw corresponde a la porción del yacimiento invadido por agua,mientras que Kro esta medido en el banco de aceite.

– M es diferente antes y después de la irrupción,dependiendo del valor de M se tendrán lossiguientes casos:• A) M <1: El desplazamiento se realiza bajo

condiciones favorables.

• B) M >1: El desplazamiento se realiza bajocondiciones desfavorables.



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Definiciones

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• Eficiencia de desplazamiento ED – Es una eficiencia a nivel microscópico: – Volumen de hidrocarburo desplazado / Volumen de espacio

poroso ocupado por el hidrocarburo.• Volumen de fluido desplazado / volumen de fluido contactado.• Afecta la mojabilidad de la roca y el equilibrio entre fuerzas

retentivas y expulsivas

• Eficiencia Areal de barrido, E A = EH – Área puesta en contacto con el fluido desplazante / Área de

referencia• Es medida sobre un plano horizontal representativo del área del

yacimiento• Es fuertemente influenciada por la razón de movilidades, presencia y

tipo de heterogeneidades del yacimiento.


Definiciones

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Definiciones

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• Eficiencia Vertical, EVt

– Área de la sección transversal contactada por le fluidodesplazante / área total de la sección.

• Medida sobre una sección transversal representativa del yacimiento.

• Es fuertemente dependiente de la heterogeneidad del yacimiento .



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Definiciones

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• Eficiencia Volumétrica, EV

– Producto de la eficiencia Areal de barrido y la vertical:

– EV = E A*Evt

– Eficiencia de Laboratorio, EL

• Es una eficiencia unitaria

• Eficiencia Total, ET – ET = EL*EV =EL*EH*EV


Eficiencia vertical de barrido, EI

30/07/201235

Solo una fracción del área vertical es Contactada por el agua, esta fracción

referida al área vertical total del yacimiento es la EI.

E I = f (heterogeneidad, M, Viny, Fuerzas

gravitacionales, Fuerzas capilares, tasa de inyección,

flujo entre capas)


Eficiencia volumétrica de barrido, EV

30/07/201236

• Se define como la fracción devolumen total del yacimientoque es invadido o que entraen contacto con el fluidodesplazante.

• Se calcula a partir de lacobertura con la cual ocurre lainvasión vertical debido a laestratificación, y a lacobertura areal debido alarreglo y espaciamiento depozos.

• ∗

•



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Arreglo de pozos

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• Arreglos periféricos • Arreglos convencionales o geométricos (línea directa, línea alterna,

arreglos 4, 5, 7 y 9 pozos)

• Parámetros:1 ) d/a

d = distancia más corta entre líneas de pozos de distintos tipos situadas una a

continuación de la otra en una misma columnaa = distancia más corta entre líneas de pozos del mismo tipo situadas una a continuación de la otra en una misma columna2) Rpi/ppRazón de pozos inyectores entre productores.3) Unidad del arreglo (elemento del arreglo),

es la menor porción del modelo que representa el arreglo (debe incluir al menos un pi y pp).4) Capacidad de flujo continuoTasa de flujo estabilizada del arreglo. Supone que en la frontera del arreglo se

mantiene constante la presión.


30/07/201238

• Irregulares

• Geométricos

– Línea directa

– Línea alterna diagonal

Línea directa Línea indirecta

Arreglo de pozos


30/07/201239

Arreglo de pozos

Normal de 5 pozos

Normal de 7 pozos

Invertido de 7 pozos



30/07/20


Eficiencia de barrido areal

30/07/201240

‐ EA = f(Tipo de roca, k, c, , Pc,

Kr´s, Pi, M)


Eficiencia de barrido areal

30/07/201241

Para un arreglo de 5 pozos.

Efecto de la relación d/a.


Recuperación secundaria

Inyección periférica (externa)


Inyección interna (o dispersa) en arreglos

INYECCIÓN DE AGUA



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Inyección de agua

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Inyección en arreglos

(inyección interna)

Depende de: estructura, limites, continuidad de las arenas, variación de k, porosidad, # pozos existentes

Ventajas:

‐ Yacimientos homogéneos con

Baja k y distancias cortas entre pozos.‐ Rápida respuesta del yacimiento.‐ Altas ED

‐ Permite un buen control del frente‐ Volumen de aceite recuperado grandeen un tiempo corto.

Desventajas:‐ Inversión alta (# pozos)‐ Alto riesgo‐ Requiere de mayor seguimiento

Control

Inyección de agua en la zona de aceite.


Inyección de agua

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Inyección periférica

(inyección externa)

‐ Inyección de agua fuera de los flancos de petróleo, en los flancos de yacimiento.‐ Inyección tradicional o de mantenimiento de presión.‐ Se inyecta agua en la zona del acuífero.

Ventajas:

‐ Se utilizan pocos pozos.‐ Pueden usarse pozos viejos ‐ Disminuye el costo de inversión.‐ No requiere gran descripción de

yacimiento‐ Buen rendimiento con poca

producción de agua.

Desventajas:‐ Parte del agua inyectada no se

utiliza para desplazar el aceite‐ No se puede seguir fácilmente el

frente de invasión‐ Puede fallar por no existir buena

comunicación entre la periferia y el centro del yacimiento.

‐ Generalmente se sustituye por una inyección en arreglos.


Inyección de gas




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RECUPERACIÓN MEJORADA


Recuperación de hidrocarburos

Proceso Primario

• Energía natural del yacimiento

•Empuje por gas disuelto.

•Empuje por casquete de gas

•Empuje acuífero

•Expansión roca‐fluidos

•Drene gravitacional

Proceso Secundario

•Mantenimiento de

presión por inyección de agua o

gas.

•Inyección de agua o

gas con fines de desplazamiento.

Proceso Terciario

•Inyección de gas no

hidrocarburos (miscible/inmiscible)

•Inyección de agentes químicos

•Energía térmica (agua caliente/vapor/combustión in situ).

•Inyección de agua mejorada.

•Inyección de agentes biológicos.

10‐15% + 15% +10 %

Recuperación Mejorada

• Energía adicional para extraer

el aceite modificando las

propiedades del sistema roca‐fluido

Recuperación Secundaria

• Energía adicional para

extraer el aceite sin

alterar las propiedades del sistema roca‐fluidoIOR

EOR

Adminis‐tración

Soluciónde pozo

Explora‐ción

Inst.superfi‐

ciales


Definición

Un proceso EOR exitoso puede ser un proyecto terciario, secundario o primario.

Recuperación terciaria no es sinónimo de EOR

– Algunos métodos (inyección de CO2) funcionan mejor como proyectos de

recuperación secundaria ó terciaria, mientras que otras (inyección de

polímeros) funcionan mejor como procesos de secundarios mejorados.

• Independientemente del tipo de proyecto, el termino EOR debe referirse a procesos

de inyección de fluidos que naturalmente no estaban en yacimiento, que aportan

energía y que modifican alguna propiedad del sistema.

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30/07/20


Definición

• Un solo método EOR no puede aplicarse a cualquier tipo de aceite.

• Sor, distribución de Sor y estado físico (Pb) del aceite remanente.

• Propiedades fisicoquímicas de los fluidos residentes.

– (cP), (g/dm3), (dina/cm), salinidad (ppm), pH,

• Propiedades de la roca y sistema roca‐fluidos

• Comportamiento dinámico del yacimiento

– CGA, CAA, , qo, qw, qg,

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El éxito de un proceso EOR consiste en aplicar la energía del fluido inyectadoen la zona correcta, en la cantidad adecuada, por el tiempo adecuado.


Características ideales de un proceso EOR

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E = EDEV 1

1er bache Sor 0

2o bache Ev =1

gas

aceiteagua

roca

Fluido desplazante

Interacciones fisicoquímicas:

‐ miscibilidad‐ reducción de TIF‐ cambio de mojabilidad‐ reducción de viscosidad

M = (KrD/D)SD (d/Krd)Sd 1

Geología del yacimiento

M, Ev


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Fluido desplazante

‐Puede ser desarrollado ó implementado‐ Debe considerarse la perdida de concentración en

el caso de un producto químico:‐ adsorción,‐ reducción de TIF‐ intercambio catiónico‐ disolución‐ otras reacciones.

‐ En procesos térmicos hay perdidas de calor ‐ Compatibilidad con los fluidos residentes‐ Costo

‐ Toxicidad, corrosión

‐ Incremento del volumen de

inyección‐ Incremento en capacidades de instalaciones

Características ideales de un proceso EOR



30/07/20


Incremento en el factor de recuperaciónIncremento en el factor de recuperación

Incremento de reservas 2P => 1PIncremento de reservas 2P => 1P

Plataforma de producción a mediano plazoPlataforma de producción a mediano plazo

Incremento en la vida de yacimientos madurosIncremento en la vida de yacimientos maduros

Activación de campos abandonadosActivación de campos abandonados

Explotación más eficiente de yacimientos complejos (aceites pesados, heterogéneos, baja permeabilidad)Explotación más eficiente de yacimientos complejos (aceites pesados, heterogéneos, baja permeabilidad)

Recuperación mejorada

E O R

Gases

Químicos

Térmicos

Microbios

Beneficios

Procesos

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30/07/2012 53

PROCESO EGENTE DE RECUPERACIÓN MECANISMO % REC

Térmico

Vapor Reducción de viscosidad 5‐40

Agua caliente Reducción de viscosidad

Vaporización de ligeros 10‐15

Combustión in situ Reducción de viscosidad 5‐10

Inyección de gases

Hidrocarburo miscible Desarrolla miscibilidad 5‐10

CO2 miscible Desarrollamiscibilidad, evaporación de ligeros, cambios de

fase (hinchamiento) 5‐15

CO2 no miscible

Mejora movilidad y disuelve gas 5‐10N2

aire

Gases de combustión

Químico

surfactante ReduceTIF, modificación de ángulo de contacto, control de

movilidad, migración 15

Polímeros y geles Control de movilidad, 5

Soluciones alcalinas Cambio de pH, alteración de carga superficial, modificación

de ángulo de contacto 5

Espumas Control de movilidad, empuje viscoso 5

MEORBio surfactantes Reduce TIF, modifica el ángulo de contacto, nuevas zonas de

flujo, 7‐30

Biopolímeros

Fuente: 1Audibert‐Hayet, A., EnhancedOil Recovery, IFP. Reservoir, IFP, Reservoirand Engineering Paris 2002


Metodología para definir el proceso de recuperación mejorada aplicable a un campo

30/07/2012 54

Análisiseconómico

Nuevaestrategia deexplotación

NO

Implantación aNivel de campo SI

Criteriosbásicosde selección

Análisiseconómico

preliminar

TécnicosEconómicos

Modelos analíticosSimulación conceptualComparación de métodosAnálisis de riesgo

ConceptualizaciónVisualización

Diseño,implantacióny monitoreode pruebapiloto

Estudios desimulación numérica

Evaluación aescalade laboratorio

Operación

Definición/Ejecución

Mejores prácticasimplantadas

por otros proyectosde Rec. Mejorada



30/07/20


Criterios de selección

30/07/2012 Dr‐ESS 55


Principal problemática

• Información petrofísica muy escasa

• m, f, v, km, kf, tb, Pc, kro‐w, m, propiedades geo mecánicas.

• Pruebas de laboratorio insuficientes:

– Desplazamiento de fluido miscibles a condiciones de yacimiento.

– Determinaciones de Dm

– Determinaciones de PMM

– Técnicas para determinar Sor y su distribución espacial.

• Técnicas de escalamiento de resultados de laboratorio.

• Técnicas analíticas para estudio de procesos EOR en YNF

• Baja recuperación de núcleos de YNF.

• Falta de personal especializado en procesos EOR.

30/07/2012 56


30/07/2012 57ESS

Rec Sec Mejorada , ESS

Métodos de EOR



30/07/20


30/07/2012 58ESS

Métodos de EOR


METODOS TERMICOS

30/07/2012 59

SF

CSS

ISC

SAGD

VAPEX

CAPRI

(SPE 97488, 2005)

SF‐ STEAM FLOODINGCSS‐ CICLIC STEMA FLOODINGISC‐ IN SITU COMBUSTIONSAGDE‐ STEAM ASISTED FRAVITE DRENAGEVAPEX‐ VAPOUR EXTRACTIONCAPRI‐ CATALISIS ISC

Reducción de viscosidad

del aceite


Inyección de vapor

30/07/2012 60

Zona de vapor:

‐ : ~, .

‐ So baja por destilación‐ So baja por mojabilidad

‐

, baja

En un proceso típico a 150 psi: ‐ 885 kg / cm3

5.31 kg / cm3

‐ Suponiendo una Swr = 0.3

y = 1.3 %

Digitación?

Inyección de vapor Mecanismos de

recuperación:

‐ Reducción de

viscosidad del aceite

‐ Cambio en la

mojabilidad de la roca‐ Destilación del aceite



30/07/20


Variables que gobiernan el proceso

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• , cinemática del vapor

• , densidad del vapor

• M , razón de movilidad en términos de =/

• = o ‐v

• Km, kf

• L o H, longitud o altura del pozo

• Uc, velocidad de CGA

• u, velocidad de inyección de vapor (Darcy)

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Variantes del proceso

Inyección de

vapor

SAGD

VAPEX

ES‐SAGD

SAGP

Estimulación

cíclica con vapor

LASER


Combustión in situ

Un proceso S es un proceso deinyección de aire, pero un proceso deinyección de aire no necesariamente esun proceso S

Un proceso de inyección de aire no

requiere mecanismo de ignición. Cuando se inyecta aire a un

yacimiento de aceite puede pasar losiguiente: AI-HTO AI-LTO

Cuando dominan las reaccionesHTO, el proceso es S .

Los procesos ISC se diseñaroninicialmente para EOR de aceitespesado (API<°15).

Un proceso ISC aporta calor al

yacimiento , consumen parte delaceite que contacta (del orden de10-15% de ooip), vaporizacomponentes ligeros y reduce laviscosidad del aceite mejorando sumovilidad.

30/07/2012 63

CONSIDERACIONES INICIALES



30/07/20


Combustión in situ

Combustible Aceiteconsumido duranteel proceso.

Requerimiento de combustibleEquivalente de aceite consumido por unidad devolumende yacimiento (kg/m3)

Requerimiento de aireV ol um en d e a ir e req ue ri do p ara q ue ma r u naunidadde volumende yacimiento(m3 (ST)/m3)

Flujo de aireFlujo volumétrico de aire por área t ransversal(m3(ST)/ m2h)

Flujo mínimode aireMínimoflujo deaire paramantenerel frente

Aire enriquecido Aire inyectado que tiene una concentraciónmayora 21%deO2.

IgniciónProceso por mediante el cual el aceite inicia a

quemarse Concentración de oxígeno no

quemadoCantidad de oxígeno que no se quemó duranteel proceso y que logro sobrepasar el frente decombustión.

Velocidad del frenteVelocidad a la que se propaga el frente decombustión, depende de la Temperatura delfrente y de la velocidad de inyección del gas.

Temperatura del frenteEs la máxima temperatura que alcanza elproceso y que se mantiene en el frente demanera constante: Temperatura de flamaadiabática.

30/07/2012 64

© 2006Weatherford. All rights reserved.30/07/2012ESS 65

Proceso ISCVisión General del Proceso

de Combustión In Situ

fluidos

La ignición ocurre

en el pozo inyector

Fuente de Ignición Inyección de a ire

LTO < 345 ºC

- oxigenación

- fracción pesada

HTO > 400 ºC

- combustión

- pirolisis

- destilación

Frente de

combustión

aire

Las fracciones pesadas

del crudo se queman

en el frente

Gases residuales causan

problemas mecánicos:- baja eficiencia de bombeo

- abrasión, erosión, etc.

Se quema aprox. 15%

del aceite crudo

- Q, crudo- razón de movilidad

favorable

Incremento en

la producción

Flue gasOil,Agua

Frente de combustión

ventajas

desventajas


Variables y dependencias

• Escala microscópica • Escala macroscópica

Fluidos Roca Roca‐fluidos

, ,

, , k

, , , ,

,

, ,

, ,

• °API, profundidad• Espesor, inclinación

• Formación, • Grado y orientación de fracturas• Salinidad• Tipo de roca• So, Sg, Swi• uCGA, uCAA

• Qi• Po, Pw, Pg• rdrene

30/07/2012 66



30/07/20


Variantes del proceso

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Combustión seca

Combustión húmeda

Co inyección de

O2 con vapor

Combustión

cíclica con

represionamiento

FC con WF

Combustión

cíclica (CSS pero con aire) THAI‐CAPRI

THAI (Toe to heelAir Injection)

ISC‐FoamFlooding


METODOS QUIMICOS

Surfactantes

Polímeros

Soluciones alcalinas

Sistema ASP

Espumas

30/07/2012


METODOS QUIMICOS Fundamentos físicos (dP, dC, fuerzas de flotación)

Fisicoquímica de superficies

Transporte de agentes químicos en medios porosos (difusión, dispersión)

Tecnologías

de

recuperación

mejorada

por

productos

químicos Surfactantes

Polímeros

Soluciones alcalinas

Álcali‐Polímero‐Surfactante

Espumas

Agua de baja salinidad

Criterios de diseño

30/07/2012



30/07/20

© 2006Weatherford. All rights reserved.30/07/2012

JabonesSulfatosSulfonatos

FosfatosSulfoxinatos

Alcoholes etoxilados Ácidos esteáricos etoxiladosSulfoxidos

Oxidos de aminasSales de aminas Aminas cuaternarios

ImidazolinaBetainasSulfobetainas Amino acidosLecitinas

Aniónicos

No

iónicos

Catiónicos

Anfotéricos

Clasificación de surfactantes

Son buenospara EOR,relativamente resistentesa la retención, estables ypuedenser baratos.

Surfactante con carga negativa asociado con un metal inorgánico (Na, K, Mg)

No exhibe enlaces iónicos. Su

capacidad interfacial es por diferencia de electronegatividades

La cabeza polar tiene carga positiva y cuenta con un anión

inorgánica para balancear la carga.

Pueden tener ambas cargas en

la molécula (aniónica y catiónica)

Son poco usados ya quetienen alta retención

Son pobres surfactantes,pero resistentes a altassalinidades

No se usan en procesosde EOR


Fluido‐Fluidos Sitios ionizables Química de la interfaz aceite‐

salmuera Grupos funcionales en el aceite Carga superficial en función del pH. Número ácido

Roca‐salmuera‐aceiteMojabilidad Presión capilar Permeabilidad relativa

Fisicoquímica de superficies

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Δ

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Interacciones



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Avances Recientes en Tecnología de Surfactantes para procesos EOR SPE 115386

Surfactante generados in situ por la reacción con un álcali es un co‐

surfactante

que

puede

cambiar

el

comportamiento

de

fase

de

tipo

II(‐

)

a

III a II(+). La inyección de surfactante y polímero a salinidades por debajo de la

óptima, elimina la separación de fases y el entrampamiento de micro emulsiones.

El surfactante generado in situ por el álcali causa la formación de una capa intermedia y coexiste con la micro emulsión tipo II(‐), lo que resulta en un a TIF ultra baja.

Surfactantes anicónicos y Ca2CO3 pueden alterar la mojabilidad de

arenas y carbonatos. Se pueden usar espumas para desplazar baches de surfactante Las espumas pueden barrer eficientemente sistemas estratificados.


Mecanismos de recuperación

• Reducción de TIF

• Cambios de mojabilidad (de aceite a mojable por agua)

• Cambios en la saturación de la fase aceite

• Movilidad de la fase aceite

• Reducción de Pc

• Incremento de Nca

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Variables que controlan el proceso

• Concentración del surfactante

• Salinidad óptima

• Temperatura• Concentración de iones divalentes [Ca+2,

Mg+2]

• Presión

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Wettability alteration in YNFMojdehDelshadat al, SPE 100081

Tiempo adimensional de imbibición

Estos modelos no

capturan el efecto De cambios por mojabilidad

Surfactantes:Reducen TIF, modifican mojabilidad

Ayuda la movilidad de la fase aceite

Estos efectos se capturan en

El número de entrampamiento

Conforme el surfactante entra en la matrizReduce la TIF. Como resultado se incrementa el Número de entrampamiento.

Los efectos de reducción de la IFTY movilización, afectan:‐ la saturación residual de la fase‐ Krs‐ End points‐ Exponentes de Corey

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ESPUMAS

DefinicionesModelo conceptualMecanismos de recuperaciónVariables que controlan el procesoCriterios de diseño

Ventajas y limitaciones

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• Foam bulk: espuma en un

contenedor más grande que

las burbujas

• Espuma: aglomeración de

burbujas de gas separadas una de otra por películas de

líquido.

• La película de líquido es

continua y el gas es

discontinuo.

• La película de líquido es tan

delgada (30‐100 nm) que

matemáticamente puede

ser tratada como una

superficie: Lamela


Definiciones

• Calidad

– Volumen de gas en la espuma expresado en porcentaje o fracción del volumen total de la espuma.

– Una espuma de calidad alta (>90%) es seca y son muy estables.

– Varia con p y T.

• Textura – Se definen como textura a la cantidad de burbujas por unidad de

volumen. Van de tamaños desde coloidales [0.01 – 0.1 m] hasta macro emulsiones.

– La textura determina el comportamiento de flujo de la espuma en el medio poroso. I

– Si el tamaño de la espuma es menor que el dp, la espuma se mueve

como dispersión de burbujas en canal abierto.

– Si el tamaño de espuma es mayar al dp., el flujo será de películas de burbujas separadas

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Usos de espumas

Control de movilidad

• Reduce la movilidad del gas en zonas barridas. Es deseable una movilidad finita del gas. Existe una rápida propagación de la espuma.

Conexión/Desvío

• Objetivo: contactar zonas barridas. Es conveniente para formar esfuerzos de campo, la espuma puede

durar más y se forma mejor en zonas de alta

permeabilidad

Espumas en medio

poroso

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METODOS MISCIBLES

• Inyección

de gases bajo

condiciones miscibles.

• DIAGRAMAS P‐T

• Presión máxima a la que dos fases pueden

existir a una temperatura dada.

• Este tipo de diagramas T‐p indican la condición

en la que pares de

mezclas de compuestos binarios son miscibles.

• Para mezclas con más componentes la descripción es más complejas y se

requieren mapas de

puntos críticos.


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• DIAGRAMAS TERNARIOS

• Miscibilidad

de primer contacto



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Desplazamiento miscible

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• MISCIBILIDAD DE CONTACTO

MULTIPLE• Se asume equilibrio termodinámico

• En el frente de avance, El gas A semez cla c on e l a ceite C . L acomposición resultante de lamezcla es la line AC. (Dos fases V1,L1).

• Vapor V1 se mueve adelante dellíquido L1 y contacta aceite frescoen el punto C. La mezcla resultantees V1C. (Dos fases: V2, L2)

• El proceso continua dando comoresultado los puntos b, c, d, e.

• Finalmente en el punto e, el vaporse vuelve miscible con el aceite.

Vaporización


Desplazamiento miscible

• Hinchamiento, encogimiento

• Efectos de fase

– Reducción de la TIF

– Reducción de viscosidad del aceite

– Reducción de densidad del aceite

• Incremento en la eficiencia de desplazamiento


METODOS MICROBIOLOGICOS



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Mecanismo de recuperación

• Reducción de TIF

• Cambio de mojabilidad

• Cambios en trayectoria de flujo

• Reducción selectiva de la permeabilidad

• Incremento de P e hinchamiento del aceite debido a la formación de CO2.

• Movilización del aceite por bio surfactante.

• Mejoramiento del barrido por la formación

de bio polímeros.

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• Experimentación en medios porosos fracturados a

través de micromodelos con diferentes patrones de orientación de las fracturas

• Las bacterias utilizadas fueron B subtilis y L

mesenteroides. Ambas producen biosurfactantes.

• Se uso aceite sintético

• Se usa agua especialmente tratada (autoclave)

RESULTADOS• El bio polímero no mejora la eficiencia de

recuperación en medios porosos fracturados

• Se observó una reducción de K

• Se observó buena eficiencia por el biosurfactante

• No se observan indicios de cambio de

mojabilidad.

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JPetSciEng 58 (2007) 161‐172

The in situ microbial EOR in fracturedporous media


• In situ Microbial Improve Oil Recovery son procesos en

donde la actividad bacteriana es estimulada en el espacio poroso de modo tal que la bacteria y sus bio

productos puedan movilizar aceite en el yacimiento.

• Requerimientos de la bacteria: – Fuente de carbón (aceite o melaza)

– Fuente de N2 (nitratos de amonio)

– Fosfato

• Mecanismo de recuperación de Rhodosoccus sp 094: – Reducción de TIF en un orden de 10‐3 por la producción de un

componente hidrofóbico en la superficie de la célula.

– Cambios en la mojabilidad

– Cambios en el patrón de flujo

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A poro level study of MEOR mechanism in

glass micromodelsSPE 110134



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Simulation of Chemical and Microbial EOR

methodsSPE 75237

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‐La implementación de MEOR en UTChem incluye el modelado de la reducción de permeabilidad por la retención de biomasa.‐UTChem simula la destrucción de sustrato, el consumo de aceptores‐de electrones y el crecimiento de biomasa.‐Modelo de biodegradación:

‐ Biodegradación ocurre solo en la fase acuosa‐ La biomasa esta uniformemente distribuida en el medio poroso‐ Existe un mecanismo regulador de la biomasa.‐El área disponible para trasporte de aceite, es proporcional a la cantidad‐de biomasa,.‐Masa por micro colonia es constante ‐Numero de células por micro colonia, densidad de biomasa constante‐Ocurre adsorción de la biomasa en las paredes del poro.


¡Gracias!

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