INYECCIÓN DE HIDROCARBUROS

El desplazamiento miscible es un mecanismo de recuperación terciaria del tipo no convencional no térmico, éste consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente, el resultado es la ausencia de la interface, el número capilar se hace infinito y desplazamiento es aproximadamente un 100% del petróleo en los poros si la razón de movilidad es favorable. El fluido inmiscible hace la función particular de un pistón.

Inyección de gas enriquecido:

Se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano y butano, empujado por un gas pobre. Mientras el gas inyectado se mueve en la formación los componentes enriquecidos son extraídos del gas inyectado y absorbido por el petróleo. Esto produce mayor eficiencia de barrido en la zona miscible en contacto con el hidrocarburo.

Se espera que si el gas inyectado es rico y suficiente, la banda de petróleo enriquecido se vuelve miscible con éste, desplazándose así el petróleo de la delantera.

El aspecto positivo de este proceso es que se desplaza todo el petróleo residual del contacto, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse nuevamente, es un proceso económico, se desarrolla la miscibilidad a una presión menor que en el empuje con gas pobre y si se usan tapones de gran tamaño se reducen los problemas de diseño.

El aspecto negativo de este proceso es que si las formaciones son gruesas ocurre segregación por gravedad y la presencia de canalizaciones lleva a la desaparición del tapón.

Inyección de gas Pobre:

Es un proceso de múltiples contactos que requiere inyección continua a alta presión de un gas pobre como el metano o el etano y se necesitan múltiples contactos entre el petróleo y el gas inyectado antes de que se forme la zona miscible.

Cabe destacar que la miscibilidad no se alcanza en el pozo sino en un punto mas alejado del punto de inyección, desde unos pocos pies hasta 100 pies antes de que el gas pobre haya vaporizado suficientes cantidades de C2 al C6 de crudo para formar la zona miscible.

Es importante destacar que este proceso se usa para crudos livianos con una gravedad API > 30

Es un proceso ventajoso ya que alcanza una eficiencia de desplazamiento cercana al 100%, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse nuevamente, es más económico que el proceso de l tapón de propano o gas enriquecido, no existen problemas con el tamaño del tapón debido a que ocurre inyección continua y el gas puede ser reciclado y reinyectado.

Las desventajas son: requiere altas presiones de reinyección, tiene aplicación limitada debido a que el petróleo del yacimiento debe ser rico en fracciones del C2 al C6, la eficiencia areal y la segregación son pobres(por la gravedad) y es costoso

ECUACION DE BALANCE DE MATERIALES (EBM)

La ecuación de balance de materiales (EBM) se deriva como el balance volumétrico que iguala la producción acumulada de fluidos, expresada como un vaciamiento, y la expansión de los fluidos como resultado de una caída de presión en el yacimiento.

Se basa en la ley de conservación de la materia, que establece que la masa de un sistema cerrado permanece siempre constante

La forma general de la EBM fue desarrollada inicialmente por Schilthuis en 1941. La EBM establece que la diferencia entre la cantidad de fluidos iniciales en el yacimiento y la cantidad de fluidos remanentes en el yacimiento es igual a la cantidad de fluidos producidos.

Para la aplicación del balance de materiales se toman en cuenta algunas consideraciones importantes, tales como:

1. Volumen poroso constante. No existe compactación ni subsidencia.
2. El PVT es representativo del yacimiento
3. Proceso isotérmico
4. Cw y Cf son despreciables
5. Se considera equilibrio termodinámico entre el gas y el petróleo a presión y temperatura de yacimiento
6. Dimensión cero.

Entre las aplicaciones principales de este método tenemos la Determinar hidrocarburos iniciales en el yacimiento, Evaluar We conociendo N o G, Predecir el comportamiento y recobro final de yacimientos especialmente los que producen por gas en solución o depleción y Evaluar factores de recobro


Método de la línea recta.

La EBM expresada como una línea recta fue propuesta por Van Everginden (1953) y Havlena-Odeh (1963. El método de Havlena-Odeh consiste en agrupar ciertos términos en la EBM y graficar un conjunto de variables con respecto a otro. Para ello definimos los siguientes términos:

F = Np [Bo + (Rp − Rs)Bg] +WpBw

Eo = Bo − Boi + (Rsi − Rs)Bg

Eg = Bo(Bg/Bgi – 1)

Efw = Boi((CwSwi + Cr)/(1−Swi))Δp

Et = Eo + mEg + (1 + m)Efw

Donde F, Eo, Eg y Efw corresponden al vaciamiento, la expansión del petróleo, gas y de la formación respectivamente.

Quedando la ecuación de la siguiente forma:

F = NEt +We

Si se escribe la ecuación de la siguiente forma:

F − We = NEt

Entonces esta es una ecuación lineal con pendiente igual a N (petróleo original en sitio) y debe pasar por el punto (0,0).

De acuerdo a las características del yacimiento la ecuación se puede simplificarse, entre estos casos tenemos:

a.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas en solución y compactación del volumen poroso (m=0, We=0):

F = N[Eo + Efw]

b.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas disuelto y capa de gas presente:

Se divide toda la ecuación entre Eo, resultando:

F/Eo = N + NmEg/Eo

Al graficar se obtiene que el punto de corte es N y la pendiente es el producto de mN.

c.- Empuje por Agua, gas disuelto y compactación del volumen poroso:

F – We = N[Eo + Efw]

Al graficar se obtiene que la pendiente es N.

d.- Empuje por Agua, gas disuelto y capa de gas presente:

(F – We)/Eo = N + NmEg/Eo

Al graficar se obtiene que el punto de corte es N y la pendiente es el producto de mN.

e.- Empuje por agua y gas disuelto:

F/Eo = N + We/Eo

Al graficar se obtiene que el punto de corte con la vertical es N y la pendiente es igual a 1.

Índices de Producción

Los índices de producción de un yacimiento corresponden a la contribución fraccionaria o porcentual de cada uno de los mecanismos de producción presentes en el reservorio para un determinado paso de presión y a unas determinadas condiciones. De aquí que la EBM se puede modificar para determinar cuál es la contribución de cada mecanismo de producción natural a la producción del pozo, por lo que están clasificados en:

Contribución por expansión del petróleo y su gas disuelto:

Contribución por expansión del Gas en la capa de gas



Contribución por Influjo de Agua.

Fuentes:

Clases de Ingeniería de Yacimientos II, Ing. Ángel Da Silva. Universidad Central de Venezuela. Escuela de Ingeniera de Petróleo
Balance de Materiales en Yacimientos de Petróleo con Gas Disuelto. José R. Villa. Universidad Central de Venezuela. Escuela de Ingeniera de Petróleo.
Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.