Procesos De Desplazamiento Miscible 431d5s

Procesos De Desplazamiento Miscible

Índice • • • •

Desplazamiento miscible Miscibilidad al primer o Miscibilidad multio Factores que afectan la miscibilidad

Introducción • El desplazamiento miscible es un mecanismo de recuperación terciaria del tipo no convencional no térmico, éste consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente, el resultado es ausencia de la interfase, el número capilar se hace infinito y desplazamiento al 100% del petróleo en los poros si la razón de movilidad es favorable. • En la siguiente imagen se puede apreciar la clasificación del mecanismo de desplazamientos miscibles, posteriormente se dará una breve explicación de la misma

CLASIFICACIÓN • 1. Proceso de tapones miscibles.- Se basa en la inyección de algún solvente líquido que es miscible después del primer o con el crudo presente en el yacimiento. El agua se inyecta con el gas en pequeños tapones en forma alternada, esto mejora la movilidad en la interfase del tapón de gas. • 2. Proceso con gas enriquecido.- Se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano y butano, empujado por un gas pobre y agua. Mientras el gas inyectado se mueve en la formación los componentes enriquecidos son extraídos del gas inyectado y absorbido por el petróleo. • 3. Empuje con gas vaporizante o de alta presión.- Es un proceso de múltiples os que requiere inyección continua a alta presión de un gas pobre como el metano o el etano y se necesitan múltiples os entre el petróleo, el yacimiento y el gas inyectado antes de que se forme la zona miscible

• 4. Inyección alternada de agua y gas.- Es en realidad una variable de los tapones miscibles. Su función es controlar la inestabilidad del frente de desplazamiento Consiste en inyectar tapones de agua y gas alternadamente, éstos se mueven secuencialmente recorriendo la misma ruta en el yacimiento hacia los pozos productores en cierta relación agua – gas. • 5. Inyección usando solventes.- Su objetivo es mejorar la extracción, disolución, vaporización, solubilización, condensación, pero primordialmente es la extracción, ésta puede lograrse con fluidos solventes como los siguientes: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condesado del petróleo, gas natural, gas natural licuado, CO2, aire, nitrógeno, gases de combustión, entre otros. • 6. Inyección de alcohol.- Es un método costoso, sin embargo puede ser aplicado comercialmente. Es de uso limitado ya que inicialmente es miscible con el petróleo y el agua connata, por lo tanto el contenido de alcohol de la zona de mezcla se diluye por debajo del nivel necesario para aumentar la miscibilidad.

• 7. Invasión con dióxido de carbono (CO2).- Para el recobro del petróleo se prefiere el dióxido de carbono líquido, pero debido a su baja temperatura crítica (88°F) generalmente se encuentra en estado gaseoso. El proceso es similar al empuje por gas vaporizante, pero en este caso se extraen fracciones desde el etano hasta C30. . • 8. Inyección de nitrógeno.- Para poder aplicar este método se deben cumplir ciertas condiciones, por un lado, el crudo del yacimiento debe: ser rico en fracciones comprendidas entre el etano y el hexano o hidrocarburos livianos, que se caracterizan por tener una gravedad API > 35°, tiene un factor volumétrico alto o la capacidad de absorber el gas inyectado en condiciones de yacimiento y está saturado de metano

Definición

Desplazamiento miscible • Término general •   • Un proceso de desplazamiento miscible mantiene la presión del yacimiento y mejora el desplazamiento del petróleo debido a que se reduce la tensión interfacial entre el petróleo y el agua. El efecto de la inyección de gas es similar a la de un drenaje por gas disuelto. El desplazamiento miscible es una rama importante de los procesos de recuperación de petróleo mejorada.

Gases inyectados desplazamiento miscible • Incluyen gas licuado de petróleo (LPG), como el propano, metano a alta presión, metano enriquecido con hidrocarburos ligeros, nitrógeno a alta presión y dióxido de carbono [CO2] en condiciones del yacimiento adecuadas de temperatura y presión. El fluido más comúnmente utilizado para el desplazamiento miscible es el dióxido de carbono porque reduce la viscosidad del petróleo y es menos costoso que el gas licuado de petróleo. El desplazamiento miscible también se denomina drenaje por gas miscible, drenaje miscible o inundación miscible.

• El desplazamiento miscible es el método más eficiente de recuperación mejorada de aceite, teóricamente es posible lograr factores de recuperación de 100%. • Los procesos de desplazamiento miscible consisten en la inyección de un fluido a una Presión • Mínima de Miscibilidad (PMM), necesaria para que el fluido desplazado y el fluido desplazante lleguen a ser miscibles, de tal forma que al eliminar la tensión interfacial, la saturación residual de aceite disminuya a valores cercanos a cero en la zona barrida

• Según las características del yacimiento a ser intervenido, el fluido desplazante puede ser inyectado bajo los siguientes esquemas:

• Inyección continúa. El fluido es inyectado de forma continua hasta que el proyecto deje de ser rentable.

• Inyección de un bache. Puesto que muchos de los fluidos de inyección son de alto costo y no pueden utilizarse para inyección continua, en ocasiones suele inyectarse únicamente un volumen óptimo para economizar el costo del proceso. Este esquema consiste en la inyección del solvente hasta que un volumen preseleccionado ha sido inyectado en el yacimiento y después un fluido menos costoso es usado como fluido desplazante.

• Inyección alternada. Consiste en inyectar pequeños baches de fluido miscible en alternancia con baches de un fluido desplazante de menor costo que mejore la eficiencia de barrido por medio del control de movilidad y estabilidad del frente de desplazamiento. • Idealmente el segundo bache debe ser miscible con el primero para lograr un desplazamiento más eficiente. • Inyección cíclica. También conocido como un proceso de Huff and Puff se aplica a yacimientos depresionados, donde el fluido es inyectado y producido junto con el aceite en el mismo pozo después de un tiempo determinado de cierre durante el cual, el aceite • experimentará hinchamiento, reducción de la viscosidad y la tensión interfacial

Miscibilidad al primer o • El término miscibilidad de primer o, literalmente significa que al poner en o el fluido inyectado con el aceite crudo del yacimiento, se formará una sola fase en el yacimiento. • Este tipo de miscibilidad se alcanza cuando se tienen solventes o gases de inyección muy ricos en hidrocarburos o a muy altas presiones. Se incluyen aquí como fluidos desplazantes los • hidrocarburos solventes, como el gas LP, el propano, keroseno, gasolina y alcoholes (alcohol metílico, etílico e isopropílico), que en virtud de que su costo y calidad es mayor y mejor que el aceite a recuperar, se inyectan al yacimiento como baches que son luego desplazados con otro fluido de bajo costo. Otros gases, como el dióxido de carbono o el nitrógeno, requieren altas presiones de inyección para desarrollar miscibilidad por este mecanismo.

Miscibilidad dinámica o de

.

o múltiple

La miscibilidad por o múltiple ocurre cuando el aceite crudo interacciona con el fluido de inyección por medio de la transferencia de masa entre el fluido de inyección y el aceite a través de un repetido o entre las fases mientras el frente de desplazamiento recorre el yacimiento. Generalmente, la miscibilidad por o múltiple se alcanza a presiones menores en comparación con la miscibilidad al primer o con el inconveniente de que requiere una mayor distancia a partir del pozo inyector para desarrollarse

• Nuevamente este proceso implica la ausencia de una interfase entre los fluidos y depende en gran medida la composición de las fases involucradas y las interacciones de transferencia de masa entre las mismas. Los mecanismos por los cuales se puede obtener un desplazamiento miscible por múltiples os se pueden dividir en: • Miscibilidad por vaporización de gas • Miscibilidad por condensación de gas

• Debe tomarse en cuenta que en el yacimiento, con frecuencia se produce la transferencia de masa entre la fase inyectada y los fluidos del yacimiento, sin embargo la miscibilidad sólo se desarrolla siempre y cuando se alcancen las condiciones óptimas de composición, presión y temperatura.

Factores que Afectan la Solubilidad • Temperatura • Presión • Naturaleza del soluto y del solvente

• Temperatura • En general,  la solubilidad  de  sólidos en líquidos aumenta al aumentar la temperatura. Ello se debe a que estos procesos de disolución son, por lo común, endotérmicos (hay absorción de calor). Existen pocos casos en los que la solubilidad disminuye al aumentar la temperatura, un ejemplo es el Ca(OH)2 o cal apagada en agua. • La solubilidad de un gas en un líquido y de un gas en un sólido siempre disminuye al aumentar la temperatura. La solubilidad de un gas en otro gas no se afecta por ningún factor y los gases se mezclan en todas las proporciones.

• Presión • La presión tiene efecto especialmente sobre la solubilidad de gases en líquidos. Por ejemplo, el gas carbónico, CO2, se disuelve a presión en las gaseosas y al destaparlas, se disminuye la presión y se expele el exceso de gas disuelto con relación a la nueva presión. • La presión tiene poco efecto sobre la solubilidad de un líquido en un líquido y de un sólido en un líquido.

• Naturaleza del soluto y del solvente • Generalmente, una sustancia polar es soluble en un solvente polar y una no polar es soluble en un solvente no polar. Esto se expresa con la máxima: "Lo semejante disuelve lo semejante". • El solvente polar más conocido y utilizado es el agua y entre los no polares se cuentan el benceno, ciclohexano, tetracloruro de  carbono, gasolina, thiner y el solvente 10-20;  estos tres últimos son mezclas de hidrocarburos. • Algunas soluciones conducen muy bien la corriente eléctrica, otras son poco conductoras y  otras, no la conducen

Factores que influencian el desplazamiento Miscible en un Yacimiento

Existe un número considerable de factores que en menor o mayor grado pueden influenciar el mecanismo de miscibilidad y por lo tanto “liberar” alto porcentaje de crudo atrapado en el medio poroso de la roca yacimiento. Los más importantes son:

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Tamaño y forma del yacimiento Heterogeneidad (porosidad y permeabilidad) Buzamiento Tipo de crudo Saturación de fluidos

Tamaño y forma del yacimiento

Para generar miscibilidad es necesario que el gas de inyección e al crudo, esto no es tarea fácil dado que el fluido es inyectado en un área muy pequeña en comparación con el tamaño del yacimiento. Por otro lado los límites del yacimiento no son límites geométricos, la naturaleza ha dispuesto sus propios límites de manera aleatoria, lo que resulta en formas complicadas. Esta situación no puede ser alterada y la respuesta de la ingeniería de yacimientos es colocar los pozos tanto de producción como de inyección siguiendo patrones geométricos geológicamente optimizados, como una manera de adaptarse a la heterogeneidad de la forma, buscando colocar los pozos donde la naturaleza haya ubicado mayores acumulaciones de petróleo, en otras palabras, tratando de maximizar la eficiencia de barrido volumétrica, ar el mayor volumen posible de petróleo, crear miscibilidad, disminuir tensiones interfaciales y disminuir al mínimo la saturación de petróleo residual.

Heterogeneidad en porosidad y permeabilidad

Al igual que en el caso anterior, la heterogeneidad descrita en función de permeabilidad y porosidad tanto areal como verticalmente en un yacimiento, tiende a dificultar el o entre el fluido de inyección y el crudo del yacimiento. El diseño de un proyecto de inyección de gas miscible debe tener en cuenta este aspecto para el momento de estimar el recobro de crudo.

Buzamiento

Se ha mencionado que cuando el buzamiento es suficientemente elevado se genera un efecto de segregación gravitacional que mantiene las dos fases (petróleo y gas) separadas independientemente de la relación de movilidad. Adicionalmente en procesos de inyección de gas miscible, el efecto gravitacional permite un buen desarrollo del banco de miscibilidad entre el crudo y el gas, cuando el crudo es liberado, producto de vencer las fuerzas que lo atrapan en el medio poroso, se forman las llamadas “piernas de crudo”, canales por donde circula.

Tipo de Crudo

El grado de gas de inyección esta ligado al tipo de crudo del yacimiento. Por lo general los yacimientos de crudo liviano con alto contenido de intermedios son los mejores candidatos para procesos miscibles, dado que el tipo de crudo requiere relativamente menores cantidades de gas para ser desplazado de manera miscible. A medida que disminuye la cantidad de componentes intermedios debido a la mayor gravedad API o por liberación de gas en producción (yacimientos despresurizados por largo tiempo debajo de su punto de burbuja), se hacen necesarias no solo cantidades adicionales de gas, si no también el uso de gas cada vez más enriquecido y por lo tanto más costoso.

Saturación de Fluidos

Cuando se explota un yacimiento mediante  mecanismos primarios (haciendo uso de la energía natural del yacimiento) se incrementa en menor o mayor grado la saturación de gas libre en los poros. El gas de inyección tiende a moverse hacia los poros saturados de gas, alejándose del crudo a ar. Este efecto puede ser local o general dependiendo de cuan depletado haya sido el yacimiento antes de someterlo a un proceso de recuperación mejorada.

Conclusión • Un proceso de desplazamiento miscible mantiene la presión del yacimiento y mejora el desplazamiento del petróleo debido a que se reduce la tensión interfacial entre el petróleo y el agua. El efecto de la inyección de gas es similar a la de un drenaje por gas disuelto.

Bibliografía • http:// industria-petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/desplazamient os-miscibles.html • http://ingenieraenpetroleo.blogspot.mx/2014_06_01_archive.html • http://www.glossary.oilfield.slb.com/es//m/miscible_displacemen t.aspx • http://industriapetrolera.lacomunidadpetrolera.com/2008/02/factores-que-afectanel-recobro-de.html • http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248 .52.100/3627/Tesis.pdf?sequence=1