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• Luisa Carias Arias

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República Bolivariana De Venezuela Ministerio Poder Popular Para la Educación Universidad Nacional Experimental Politécnica De La Fuerza Armada Nucleó Guárico, Sede Tucupido Ampliación Valle De La Pascua 7mo Semestre De Ingeniería En Petróleo Sección (D-02)

INYECCION DE AGUA CALIENTE

Profesor(a):

Integrantes:

Marielena Ortega

Campos José C.I 24.240.036 Lespe Sairy C.I 24.240.934. Milano Jonás C.I 21.582.486. Muñoz Noel C.I 24.619.163 Peña Héctor C.I 24.662.18. Ribas María C.I 24.620.619.

Indicé Pág. Introducción…………………………………………………………………………………..…. 1 Inyección de agua caliente…………………………………………………..………….…..… 2 Mecanismos de recuperación en inyección de agua caliente ……………………….……. 2 Cálculo de la recuperación de petróleo por inyección de agua caliente………………….. 3 Ventajas y desventajas de inyección de agua caliente…………………………………….. 4 Estimulación con agua caliente……………………………………………………………….. 4 Conclusión………………………………………………………………………………………. 6

Introducción La inyección de agua caliente es uno de los pocos métodos que se saben que son efectivos en la recuperación de crudos pesado. Básicamente consiste en inyectar agua caliente en un pozo durante un tiempo determinado, generalmente de 1 a 3 semanas, cerrar el pozo por corto periodo de tiempo, normalmente de 3 a 5 días, y luego ponerlo de nuevo en producción. El pozo producirá durante una tasa aumentada durante un cierto tiempo, que generalmente puede ser del orden de los 4 a 6 meses y luego declinara. Ciclos adicionales pueden realizarse de una manera similar, sin embargo el petróleo recuperado durante tales ciclos será cada vez menor. Aunque se han reportado casos de hasta 22 ciclos, se duda que más de 3 ciclos resulten comercialmente atractivos. Aunque existen variaciones del proceso de inyección cíclica descrito, es evidente que se trata básicamente de un proceso de estimulación, usualmente utilizado para petróleos pesados (8 – 15 ºAPI), aunque pueden utilizarse para yacimientos de cualquier tipo de crudo. Existe poca duda en cuanto al hecho que la inyección cíclica de vapor aumenta la tasa de producción, aunque sea por un corto periodo de tiempo, sin embargo no está claro si la inyección de vapor conduce a un aumento de la recuperación utiliza del yacimiento. Además se cree que la aplicación intensa de este proceso en el yacimiento, podría ser imposible o ineficiente el uso del petróleo, tales como inyección continua de vapor, combustión en situ, desplazamiento miscibles, entre otros.

INYECCIÓN DE AGUA CALIENTE En su forma más sencilla, la inyección de agua caliente involucra el flujo de dos fases: agua y petróleo. Por otro lado, los procesos a vapor y los de combustión siempre envuelven una tercera fase: gas. En este sentido, los elementos de la inyección de agua caliente son relativamente fáciles de describir, ya que se trata básicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo es desplazado inmisciblemente, tanto por agua caliente como por agua fría. Exceptuando los efectos de la temperatura y el hecho de que generalmente se aplica a crudos viscosos, la inyección de agua caliente tiene varios elementos comunes con la inyección convencional de agua. Debido a la difundida presencia del agua en todos los yacimientos petrolíferos, el desplazamiento por agua caliente debe ocurrir, en cierto grado, en todos los procesos de extracción térmica. Se conoce que este mecanismo contribuye al desplazamiento del petróleo en las zonas corriente abajo tanto en la inyección continua de vapor como en la combustión in situ. De allí, que muchos de los elementos de la discusión sobre inyección de agua caliente, presentados en éste capítulo, sean aplicables a ciertas regiones en otros procesos. MECANISMOS DE RECUPERACIÓN EN INYECCIÓN DE AGUACALIENTE Cuando se inyecta agua caliente a través de un pozo, la formación en la vecindad del pozo es calentada, mientras que al mismo tiempo parte del calor inyectado se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua caliente inyectada suministra el calor necesario a expensas de su calor sensible (el cual aproximadamente es, directamente proporcional a la temperatura), y como resultado, su temperatura disminuye. Además, como el agua caliente así una zona calentada, en la cual la temperatura varía, desde la temperatura de inyección en el pozo inyector, hasta la temperatura original del yacimiento a una cierta distancia del pozo inyector. A diferencia de la inyección de vapor, donde la zona formada por el vapor permanece aproximadamente a una temperatura constante (a saber, a la temperatura de saturación), en el caso de la inyección de agua caliente, la temperatura de la zona calentada será iguala la temperatura del agua caliente inyectada sólo a un tiempo “infinitesimal”. Según los experimentos de Willman y col., la recuperación de petróleo mediante el desplazamiento con agua caliente en relación con el desplazamiento normal con agua (sin calentar), se debe principalmente a los siguientes mecanismos: al mejoramiento de la movilidad del petróleo, como resultado de la reducción en su viscosidad y a la reducción del petróleo residual a altas temperaturas. Obviamente, la expansión térmica del petróleo contribuye a la reducción del petróleo residual a altas temperaturas, aunque en algunos casos las reducciones en el petróleo residual son significativamente más pronunciadas que lo que puede ser explicado por la expansión térmica solamente. El punto de vista más frecuente es que las reducciones en petróleo residual con aumento de temperatura por encima de aquellas explicables por la expansión térmica, se deben a cambios en las fuerzas de superficie de los fluidos a elevadas temperaturas. Estas fuerzas de superficie incluyen no solo las fuerzas interfaciales entre las fases petróleo y agua, sino también las fuerzas entre las superficies de los minerales y los líquidos, especialmente aquellas que puedan retener compuestos orgánicos complejos asidos a la superficie de los minerales. Estos cambios en las fuerzas de superficie no necesariamente reducen las fuerzas

capilares, pues parece que varios de los sistemas roca/fluido estudiados se tornan más humectados por el agua a medida que aumenta la temperatura. Otro factor envuelto en la recuperación por inyección de agua caliente es el efecto de la temperatura sobre las permeabilidades relativas al agua y al petróleo. Hasta el presente, aún no está claro cuál es el mecanismo que induce a estos cambios; sin embargo en base a ciertas investigaciones Sinnokrot y col. Y Poston y col. , respectivamente, han informado sobre cambios en las presiones capilares y permeabilidades relativas, en la dirección de mayor humectabilidad al agua, con aumentos de temperatura, por lo que se puede decir que estos cambios son de forma tal, que el flujo fraccional de agua disminuye con la temperatura y como resultado, la recuperación de petróleo aumenta. CÁLCULO DE LA RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO POR INYECCIÓNDE AGUA CALIENTE Existen tres enfoques diferentes para estimar el comportamiento de la inyección de agua caliente. Un enfoque, es el propuesto por Van Heiningen y Schwarz y Croes y Schwarz, los cuales utilizan el efecto de la viscosidad del petróleo sobre los procesos isotérmicos (o sea, se ignoran los efectos de la temperatura sobre la expansión térmica, así como sobre los cambios en las fuerzas de superficie) . El método presentado por Van Heiningen y Schwarz requiere el cambio de una curva de relación de viscosidad por otra de más bajo valor, de una manera que corresponda a los cambios en la temperatura promedio de yacimiento (la cual aumenta con el tiempo). En la aplicación de este procedimiento, los principales elementos requeridos son: la relación de viscosidad petróleo/agua en función de la temperatura, y la temperatura promedio del yacimiento en función del tiempo. El procedimiento de Van Heiningen y Schwarz es fácil de aplicar, pero es válido solamente cuando las curvas de extracción, son representativas de la formación estudiada. Para petróleos de alta viscosidad, éstos resultados son útiles porque muestran la irrupción temprana del agua y la extracción del petróleo rebasado por el agua. El segundo enfoque es también prestado de la tecnología de la inyección convencional de agua, y está basado en las ecuaciones de Buckley y Leverett para el desplazamiento isotérmico en los procesos de extracción. Las formas modificadas de estas ecuaciones para aplicarlas a la inyección de agua caliente, fueron introducidas por primera vez por Willman y col., y han sido utilizadas frecuentemente como una manera sencilla de estimar el comportamiento de la extracción mediante la inyección de agua caliente en sistemas lineales y radiales. El tercer enfoque para estimar el comportamiento de una inyección de agua caliente, es mediante el uso de simuladores térmicos numéricos. Los simuladores son capaces de calcular el comportamiento de la extracción, con mayor exactitud que lo que se puede lograr con los dos métodos más sencillos que se acaban de exponer. Sin embargo, los simuladores tienen dos limitaciones: el alto costo (especialmente el costo de preparar los datos requeridos para alimentar el modelo) y la calidad de los datos de alimentación (a saber, los resultados no son mejores que los datos utilizados).

Aunque el agua caliente es capaz de transportar una mayor cantidad de calor (entalpía) que el vapor, en base volumétrica, en general la inyectividad de los vapores mucho mayor que la del agua caliente. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE INYECCION DE AGUA CALIENTE Parece ser que la inyección de agua caliente será ventajosa donde las formaciones tengan una alta permeabilidad, suficiente para mantener una tasa de inyección alta, con el objeto de minimizar las pérdidas de calor. Además, como el incremento de temperatura logrado con el agua caliente es menor que el logrado con vapor, la inyección de agua caliente resultará más efectiva en yacimientos que contengan petróleos viscosos que exhiban una gran disminución en viscosidad para incrementos de temperatura relativamente pequeños. Aunque el agua caliente exhibe una razón de movilidad más favorable que el vapor, los datos de campo tienden a demostrar que el agua caliente es susceptible a formar canales y a digitarse. Esto se debe en parte a los efectos de gravedad, tal como lo demuestran los resultados de Spillette y Nielsen. La inyección de agua caliente puede ser deseable en el caso de formaciones que contengan arcillas sensitivas al agua, puesto que el vapor podría dañar la formación en tales circunstancias. Dietz , ha reportado el uso de agua caliente extremadamente salada (74 gr NaCl/litro) en pruebas de campo. Los problemas en los equipos de inyección de agua caliente, en general, serán menos severos que en la inyección de vapor. Sin embargo, la cantidad invertida en generadores, equipos de superficie y en el pozo, es comparable a la del caso de la inyección de vapor. Las pérdidas de calor en las líneas de superficie y en el pozo, pueden causar una seria disminución en la temperatura del agua, mientras que en el caso de vapor sólo habrá una reducción en su calidad. En el caso de petróleos livianos, donde la destilación con vapor contribuye en alta proporción a la recuperación total, la inyección de agua caliente podría no efectiva, ya que la destilación no se hará efectiva debido a la ausencia de fase gaseosa. Aunque esto, podría ser compensado por la inyección simultánea de como proponen Slobod y Nielsen.

una ser una gas

En resumen, existen áreas donde definitivamente la inyección de agua caliente podría ser utilizada económica y eficientemente como un proceso de recuperación. Sin embargo, todos los factores antes mencionados deben ser cuidadosamente analizados y comparados en relación con la alternativa de inyectar vapor antes de iniciar la inyección de agua caliente. ESTIMULACION CON AGUA CALIENTE La estimulación de pozos mediante la inyección de fluidos calientes, ha recibido una gran atención en años recientes. En particular, la estimulación con vapor en yacimientos de crudos pesados ha resultado en muchos casos en un extraordinario incremento en las tasas de producción de petróleo.

Otro método de estimulación térmica que ha sido utilizado en algunos casos es la inyección alternada de agua caliente. Este tratamiento puede ser más aconsejable que la inyección de vapor si la condición mecánica de los pozos no es adecuada para inyectar vapor o si los pozos son muy profundos. Debido a la desventaja del agua caliente con respecto al vapor como agente transportador de calor (a saber., la entalpía del vapor seco y saturado por libra, es mucho mayor que la entalpía del agua saturada a la misma presión), la estimulación con agua caliente ha sido reportada en muy pocos casos. Sólo se conoce de un proyecto a gran escala, el reportado por Socorro y Reíd y Araujo en el Campo Morichal en el Oriente de Venezuela, donde se estimularon 31 pozos, de los cuales sólo 9 resultaron ser exitosos en el sentido de que la tasa de producción se incrementó sustancialmente. Los resultados de campo de este proyecto sugieren, que la limpieza del hoyo del pozo (remoción de depósitos asfálticos y escamas hoyo abajo) juega un papel posiblemente más importante que la estimulación misma. Además, se piensa que la inyección de agua caliente puede causar daño a la formación, debido al incremento en la saturación de agua alrededor del pozo, y a la formación de emulsiones que pueden reducir su capacidad productiva luego que se disipanlos efectos térmicos. En vista de la poca aplicabilidad de la estimulación con agua caliente, son pocos los trabajos experimentales y/o teóricos realizados al respecto. Socorro y Reid, utilizaron el modelo de Boberg y Lantz (desarrollado básicamente para estimulación con vapor) para predecir el comportamiento de los 31 pozos estimulados en el proyecto Morichal. La correspondencia entre los resultados calculados y observados fue pobre, debido probablemente a lo inadecuado del modelo de Boberg y Lantz para el caso de inyección de agua caliente. Uno de los estudios más completos sobre la estimulación con agua caliente, es el presentado por Díaz-Muñoz y Farouq Ali , quienes desarrollaron un modelo numérico para estudiar la susceptibilidad de las condiciones que afectan la respuesta de la estimulación con agua caliente.

Conclusión El agua caliente es capaz de transportar una mayor cantidad de calor que el vapor en base Volumétrica, en general la inyectividad es mucho mayor que la del agua caliente. Parece ser que la inyección de agua caliente sera, ventajosa donde las formaciones tengan alta permeabilidad, suficiente para mantener una tasa de inyección alta con el objetivo de minimizar las pérdidas de calor. Además como el incremento de la temperatura logrado con el agua caliente es menor que el logrado con el vapor, la inyección de agua caliente es efectivo en yacimientos que contengan petróleos viscosos que exhiban una gran disminución en viscosidad de temperatura relativamente pequeños. Aunque el agua caliente exhibe una razón de movilidad más favorables que el vapor, los datos de campo tienden a demostrar que el agua caliente es susceptible a formar canales y digitarse. La inyección de agua caliente puede ser deseable en el caso de formaciones que contengan arcillas sensitivas al agua, puesto que el vapor podría dañar la formación en tales circunstancias. Los problemas en los equipos de inyección de agua caliente en general serán menos severos que en la inyección de vapor. Sin embargo, la cantidad invertida en generadores equipos de superficie y en el pozo, es comparable a la del caso de inyección de vapor. Las pérdidas de calor en las líneas de superficie y en el pozo, pueden causar una seria disminución en la temperatura del agua, mientras que en el caso de vapor solo habrá una reducción en calidad. En el caso de petróleos livianos, donde la destilación con vapor contribuye en una alta proporción a la recuperación total, la inyección de agua podría no ser efectiva, ya que la destilación no se hará efectiva debido a la ausencia de la fase gaseosa. En resumen, existen áreas donde definitivamente la inyección de agua caliente podría ser económica y eficientemente como un proceso de recuperación; mas sin embargo, los factores antes mencionados deben ser analizados cuidadosamente y comparados en relación con la alternativa de inyectar vapor antes de iniciar la inyección de agua caliente.