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• Mauricio Ricardez

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UNIDAD 4 EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO

INTRODUCCIÓN

Para satisfacer la creciente demanda de energía del mundo durante las siguientes décadas, el agregar sustancialmente nuevas reservas de aceite no será solo una opción, sino será necesario. Una de las diferentes maneras de alcanzar ésto, es mediante el mejoramiento de la eficiencia de recuperación de los campos productores. Esto significa producir una fracción más de la enorme cantidad de aceite que frecuentemente se deja en el yacimiento. El Factor de Recuperación promedio para los campos de aceite es aproximadamente del 35%. Esto significa que cerca de dos tercios del aceite descubierto se dejan en el yacimiento. Tenemos debajo de nuestros pies, enormes prospectos para incorporar nuevas reservas. El mejoramiento de la recuperación desde yacimientos conocidos en tan sólo 1% implicaría la incorporación de aproximadamente 10 mil millones de barriles de petróleo equivalente al volumen de reservas mundiales. Los Factores de Recuperación de petróleo varían considerablemente entre las diferentes regiones del mundo y en los distintos yacimientos, oscilando de menos del 5% a más del 80%. La geología, las propiedades de la roca, de los fluidos y del sistema roca-fluido inciden en la recuperación final de cada yacimiento y estas propiedades son difíciles de modificar salvo en la zona vecina al pozo. No obstante, el correcto manejo de los campos petroleros puede mejorar el Factor de Recuperación mediante el abordaje de las condiciones existentes en la vecindad del pozo y del Objetivo, Resumen e Introducción El Factor De Recuperación; La Incertidumbre En Su Cálculo Página 5 yacimiento en conjunto. Por ejemplo, Statoil incrementó el Factor de Recuperación Final del campo Statfjord de 49% en 1986 a casi 66% en el año 2000, y tiene expectativas de lograr una recuperación del 68%. Durante el mismo período, el Factor de Recuperación del campo Gullfaks perteneciente a la misma compañía, aumentó de 46% a 54%, con una expectativa futura del 62%. Statoil atribuye estas mejoras a la efectividad del manejo de recursos y a la aplicación de tecnología apropiada

DESARROLLO DEL TEMA 4.1 DEFINICIONES Fluido miscible La miscibilidad para reservorios de petróleo se define como la condición física entre dos o más fluidos que les permitirá mezclarse en todas las proporciones

sin la existencia

de una interface. Fluido inmiscible Si una cantidad de fluido se adiciona a otro, y si se forma dos fases fluidas, los fluidos son considerados inmiscibles y existe una tensión interfacial entre las fases. Cuando el petróleo crudo no tiene habilidad para salir por él mismo de los poros interconectados del yacimiento, es forzado a salir por el empuje de un fluido asociado al petróleo o por la acumulación de otros fluidos.

Desplazamiento La energía natural que permite el desplazamiento de los fluidos en el reservorio existente

(energía en

reservorio), recuperación

los no

natural

fluidos permite

total

de

del una los

hidrocarburos en el reservorio.

Figura 4.1.1 desplazamiento de fluidos

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 interface, el número capilar se hace infinito y desplazamiento al 100% del petróleo en los poros si la razón de movilidad es favorable.

Desplazamiento inmisible Los fluidos inmiscibles fluyen en dos fases distintas con una frontera de interface entre las dos fases. La interface representa la existencia de una tensión superficial entre los fluidos. Cuando el agua desplaza al petróleo en un medio poroso, el comportamiento del flujo se caracteriza por ser un desplazamiento inmiscible.

Figura 4.1.2 desplazamiento inmiscible

Humectabilidad La humectabilidad es la tendencia de un fluido a expandirse o adherirse a una superficie sólida en presencia de otro fluido. Cuando dos fases inmiscibles están en contacto con una superficie sólida, una fase es usualmente atraída fuertemente a la superficie sólida. La fase más fuertemente atraída se le conoce como fase humectante

Tensión Interfacial (TI) La tensión interfacial o superficial es una medida de las fuerzas de atracción entre las moléculas que interactúan en la frontera de dos fases.

Figura 4.1.3 tensión interfacial

Ratio de Movilidad (M). La movilidad de un fluido se define como la ratio de la permeabilidad efectiva del fluido y su viscosidad.

Mantenimiento de Presión Este proceso consiste en inyectar el gas con la finalidad de incrementar la presión del reservorio hasta por encima de su presión de burbuja. Se utiliza mucho en reservorios con buena segregación gravitacional.

Inyección cíclica

En un reservorio de condensados de gas, la producción en las cercanías de su presión de roció requiere la inyección de gas para mantener la presión del reservorio por encima de la presión de roció, de manera de prevenir el fenómeno de la condensación retrograda.

Mejoramiento gravitacional Reservorios de condensados con empuje de agua tienden a atrapar el petróleo por encima de los pozos de producción en área aisladas.

Figura 4.1.4 reservorios condensados

Desplazamiento por empuje de gas Un mecanismo de recuperación primaria para los pozos de petróleo que contienen gas disuelto y gas libre, por el cual la energía del gas en expansión se utiliza para desplazar el petróleo desde la formación prospectiva hacia el interior del pozo. La disponibilidad limitada y los costos de los fluidos miscibles como el CO2, GLP, propano, etc., hace que la inyección continua de estos fluidos sea económicamente no rentable.

4.2 DESPLAZAMIENTO MISCIBLES El petróleo pesado no tiene habilidad para salir por si mismo de los poros de la roca del yacimiento en los cuales se encuentra, más bien sale por el empuje que puede generar la acumulación de un fluido inmiscible, como lo es el agua o el gas. A este proceso se le conoce como desplazamiento de fluidos inmiscibles. Generalmente los fluidos desplazantes son el gas y el agua, y el desplazado es el petróleo.

Figura 4.2.1 tipos de desplazamiento

En un reservorio por empuje de agua, existe un desplazamiento gradual del petróleo por el avance del agua del acuífero que es inmiscible con el petróleo. La producción de fluidos del reservorio origina un gradiente de presión a través del contacto agua/petróleo que causa que el acuífero invada el reservorio de petróleo. Una situación similar ocurre en un reservorio con capa de gas. A medida que se produce hidrocarburos, la presión del reservorio se reduce lo cual resulta en una expansión del volumen de la capa de gas. El resultado es el desplazamiento del petróleo por el gas inmiscible. Otros desplazamientos inmiscibles ocurren en operaciones de recuperación mejorada tal como inyección de agua o gas. Demás está decir que, para que exista desplazamiento es necesario que el fluido desplazante disponga de más energía que el desplazante.

Tipos de desplazamiento En un medio poroso el desplazamiento de dos fluidos inmiscibles puede ser dos tipos: 1. Pistón sin fugas 2. Pistón con fugas

Figura 4.2.2pistón con fugas

La figura anterior presenta los tipos de desplazamiento, en ellos se distinguen dos fases: la fase inicial o antes de la ruptura, que es donde el fluido producido no contiene fluido desplazante; y la fase subordinada o después de la ruptura, que es donde existe producción de ambas fases (desplazada y desplazante).

El desplazamiento de un fluido por otro es un proceso de flujo continuo, ya que las saturaciones de los fluidos cambian en el transcurso del tiempo. Esto causa modificaciones en las permeabilidades relativas, en las presiones y en las viscosidades de las fases.

Cuando se tiene un yacimiento homogéneo el desplazamiento por inyección de agua se divide en las etapas que se muestran en el gráfico:

Figura 4.2.3 mecanismos de desplazamiento

1. Condiciones iniciales Se supone un yacimiento con presión actual menor a la de burbujeo, donde existe una fase de gas presente, la cual también se supone uniforme a través del yacimiento. 2. La invasión a un determinado tiempo La presión del yacimiento aumenta mientras ocurre la inyección de agua, dicha presión es mayor alrededor de los pozos inyectores y declina hacia los productores. A medida que ocurre la invasión parte del petróleo se desplaza hacia adelante para formar un banco de petróleo. El banco de agua se forma detrás del de petróleo, junto con el petróleo residual.

3. Llene Todo el gas que no está atrapado se desplaza de la porción inundada del yacimiento antes de que se produzca el petróleo, esto es conocido como llene, y es necesario que la acumulación de agua inyectada sea igual al volumen del espacio desocupado por el gas móvil en el yacimiento para que se pueda lograr el llene. 4. Ruptura Una vez que se comienza una producción significativa de agua es signo de que se ha producido la ruptura del frente de agua en el pozo. 5. Posterior a la ruptura Durante esta etapa aumenta la producción de agua a expensas de la de petróleo. En esta fase final de inyección, aumenta el área barrida, lo cual provee suficiente producción de petróleo para que se justifique la continuación de la inyección. El proceso finalizará cuando no sea económico. Al llegar la etapa de agotamiento de la inyección de agua, la porción inundada del yacimiento contendrá sólo petróleo residual y agua.

4.3 CONTROL DE CALIDAD DE LOS FLUIDOS A INYECTAR Problemas Encontrados en el Agua de Producción y en el Agua de Inyección

de

Tabla 4.3 1 problemas encontrados reacciones quimicas

REMOCIÓN DE OXÍGENO

Reacciones Químicas. Se remueven pequeñas cantidades de oxigeno por medio del uso de un producto químico de fácil oxidación, generalmente sulfito de sodio, sodio y bisulfato del amonio o hidracina. Desaireación al vacío. Una típica unidad de desaireación al vacío puede estar formada de una o más etapas dependiendo del contenido de oxígeno disuelto en el agua a tratar, en inyección de agua generalmente se utilizan tres etapas.

El sistema de tratamiento para un proceso de inyección de agua considera el agua de inyección como parte integral del sistema producción–separación– descarga–inyección. Generalmente pueden utilizarse varios tipos de equipos para tratar un componente particular o para alcanzar la calidad requerida, es necesario seleccionar el proceso más efectivo de acuerdo a restricciones de costos, seguridad y medio ambiente.

Figura 4.3.2 sistema de tratamiento

DESPOJADOR A CONTRACORRIENTE CON GAS NATURAL O GAS INERTE.

El despojo de oxígeno por medio de gas natural o inerte en contracorriente, es otro método utilizado en procesos de inyección de agua; si se tiene un gas con una buena calidad (CO

2

y H S), este proceso puede ser atractivo ya que el gas efluente del proceso de desaireación 2 puede utilizarse posteriormente como gas combustible en el campo.

Figura 4.3.4 tratamiento de entrada de gas

REMOCIÓN DE GASES ÁCIDOS Los gases ácidos,H20 y C02 usualmente resultan de la producción de aceite, aunque el CO puede ser absorbido por el agua desde el aire a unas condiciones específicas. No 2 existe un simple tratamiento químico que permita remover estos gases, aunque el uso de la acroleína (Líquido incoloro o amarillo de olor desagradable, utilizado principalmente como un químico intermedio en la producción de ácido acrílico y sus esteres) ha sido utilizada exitosamente en varios casos, por tanto, se utilizan preferiblemente algunos métodos mecánicos. El manejo de estos gases después de su remoción puede ser complicado y costoso.

REMOCIÓN DE SÓLIDOS Taponamiento de línea, válvulas u otras facilidades de superficie. Erosión en válvulas bombas y líneas Taponamiento de la pared del pozo y de la formación Precipitación de escamas.

FILTROS DE CARTUCHO

Son recipientes que contienen elementos que pueden ser regenerados de acuerdo al tamaño de partícula que pasará a través de ellos; en el caso de contar con agua que contiene una alta cantidad de sólidos suspendidos (mayor a 2 mg / L) es improcedente utilizar un filtro de este tipo debido a los altos costos de mantenimiento y operación que se tendrían si llegará a presentarse una falla.

Filtros de Diatomaceous Earth–DE.

Utiliza una torta de diatomaceous earth (Sustancia no tóxica formada de organismos fósiles de agua dulce o de mar, utilizada como medio filtrante) aplicada sobre pantallas de varios tamaños, formas y materiales que se encuentran contenidas dentro de un tanque a presión a través del cual fluye el agua; maneja aguas con un alto contenido de sólidos totales disueltos (superior a 20 mg / L), entregando un agua con una excelente calidad.

Figura 4.3.5 filtros

Filtros de Lecho Empacado.

Permite la filtración de una gran cantidad de sólidos suspendidos en el agua, el agua fluye hacia arriba o hacia abajo a través de uno o múltiples medios filtrantes dentro de un tanque

Figura 4.3.6 filtros de lecho empacado

REMOCION DE ACEITE Es un tanque desnatador (Oil Skimmer) utilizado para remover el aceite del agua, las gotas de aceite flotan hacia la superficie. Existen diversos equipos comerciales, dentro de los cuales se encuentran: torre de platos corrugados, separadores API, celdas de flotación de gas disuelto y de gas inducido. Pequeñas cantidades de aceite en el sistema de inyección raramente ocasionan problemas de taponamiento a menos que contengan una cantidad razonable de asfáltenos, parafinas u otros hidrocarburos sólidos. Sin embargo, las gotas de aceite se encuentran usualmente adheridas a los sólidos contenidos en el agua.

Figura 4.3.7 remoción de oxigeno

4.4 DISIPACIÓN EN DESPLAZAMIENTOS INMISCIBLES. La miscibilidad para reservorios de petróleo se define como la condición física entre dos o más fluidos que les permitirá mezclarse en todas las proporciones sin la existencia de una interface. Por otro lado, si una cantidad de fluido se adiciona a otro, y si se forma dos fases fluidas, los fluidos son considerados inmiscibles y existe una tensión interfacial entre las fases. El petróleo pesado no tiene habilidad para salir por si mismo de los poros de la roca del yacimiento en los cuales se encuentra, más bien sale por el empuje que puede generar la acumulación de un fluido inmiscible, como lo es el agua o el gas. A este proceso se le conoce como desplazamiento de fluidos inmiscibles. Generalmente los fluidos desplazantes son el gas y el agua, y el desplazado es el petróleo. En un reservorio por empuje de agua, existe un desplazamiento gradual del petróleo por el avance del agua del acuífero que es inmiscible con el petróleo. La producción de fluidos del reservorio origina un gradiente de presión a través del contacto agua/petróleo que causa que el acuífero invada el reservorio de petróleo. Una situación similar ocurre en un reservorio con capa de gas. A medida que se produce hidrocarburos, la presión del reservorio se reduce lo cual resulta en una expansión del volumen de la capa de gas. El resultado es el desplazamiento del petróleo por el gas inmiscible. Otros desplazamientos inmiscibles ocurren en operaciones de recuperación mejorada tal como inyección de agua o gas.

Demás está decir que, para que exista desplazamiento es necesario que el fluido desplazante disponga de más energía que el desplazante.

Figura 4.4.1 desplazamientos de fluidos

TIPOS DE DESPLAZAMIENTO En un medio poroso el desplazamiento de dos fluidos inmiscibles puede ser dos tipos: 1. Pistón sin fugas: ocurre cuando el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad. 2. Pistón con fugas: en este caso el petróleo remanente tiene movilidad y ocurre flujo de dos fases en la zona invadida donde la saturación de petróleo es mayor que la residual.

Figura 4.4.2 saturación de petróleo

El desplazamiento de un fluido por otro es un proceso de flujo continuo, ya que las saturaciones de los fluidos cambian en el transcurso del tiempo. Esto causa modificaciones en las permeabilidades relativas, en las presiones y en las viscosidades de las fases. Cuando

se

homogéneo

tiene el

un

yacimiento

desplazamiento

por

inyección de agua se divide en las etapas que se muestran en el gráfico:

1. Condiciones iniciales Se supone un yacimiento con presión actual menor a la de burbujeo, donde existe una fase de gas presente, la cual también se supone uniforme a través del yacimiento. 2. La invasión a un determinado tiempo La presión del yacimiento aumenta mientras ocurre la inyección de agua, dicha presión es mayor alrededor de los pozos inyectores y declina hacia los productores. A medida que ocurre la invasión parte del petróleo se desplaza hacia adelante para formar un banco de petróleo. El banco de agua se forma detrás del de petróleo, junto con el petróleo residual. 3. Llene Todo el gas que no está atrapado se desplaza de la porción inundada del yacimiento antes de que se produzca el petróleo, esto es conocido como llene, y es necesario que la acumulación de agua inyectada sea igual al volumen del espacio desocupado por el gas móvil en el yacimiento para que se pueda lograr el llene. 4. Ruptura Una vez que se comienza una producción significativa de agua es signo de que se ha producido la ruptura del frente de agua en el pozo.

5. Posterior a la ruptura Durante esta etapa aumenta la producción de agua a expensas de la de petróleo. En esta fase final de inyección, aumenta el área barrida, lo cual provee suficiente producción de petróleo para que se justifique la continuación de la inyección. El proceso finalizará cuando no sea económico. Al llegar la etapa de agotamiento de la inyección de agua, la porción inundada del yacimiento contendrá sólo petróleo residual y agua

4.5 DESPLAZAMIENTO MISCIBLES IDEALES La inundaciones miscibles siguen siendo en mayor parte unos de los métodos más intrigantes de recuperación mejorada debido a su potencial para recuperar todo el petróleo y uno de los más desesperante, porque sólo en raros casos tienen rendimientos reales en campo que llegan a acercarse a la alta recuperación potencialmente posible de la eficiencia de este proceso.

Desplazamientos miscibles: Su estado y potencial para el recobro mejorado del petróleo. Los métodos de desplazamiento miscibles son los que han llamado más la atención de los ingenieros de petróleo en su propósito de aumentar el recobro.

Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente. Como resultado, la tensión interfacial entre los dos se reduce a cero (no existe una interfase), el numero capilar se hace infinito y el desplazamiento de petróleo se asegura en un 100% en los poros que son barridos por el agente desplazante, si la razón de movilidad es favorable. En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en una banda ancha que se expande y a medida que se mueve en el medio poroso, y desplaza todo el petróleo que se encuentra delante como un pistón. El desplazamiento miscible puede ser del tipo de primer contacto, como el de un hidrocarburo por otro y cuando los dos son Miscibles en todas las proporciones, en esta categoría cae el desplazamiento de un crudo liviano con propano o LPG.

El desplazamiento por un gas a alta presión es generalmente del tipo de múltiple contacto; esto es, la miscibilidad entre los dos se alcanza por varios contactos y el correspondiente equilibrio de fases. Para determinar si después de varios contactos se puede lograr la miscibilidad a la presión de operación, se utiliza un diagrama ternario de equilibrio de fases.

Historia El concepto de inundaciones miscibles es bastante viejo. Su potencial era generalmente reconocido por la industria de petróleo bien hace más de 50 años, y varios papers fueron publicados en los años 1920 que describen investigaciones en este área. Durante los años 1930 y a principios de los años 1940. el interés a técnicas de recuperación realzadas era bajo; sin embargo, después del final de la segunda guerra mundial II se produjo un aumento dramático en las investigaciones destinadas a mejorar nuestro conocimiento de lo que podrían llamarse la " física y química de flujo fluido en medios porosos " y hacia el desarrollo de las tres áreas básicas de recuperación mejorada del petróleo - térmico, químico, y miscible.

. Aplicaciones en campo Los proyectos miscibles de gas han proporcionado a la industria con datos de campo y valiosa experiencia operativa en los últimos 15 años, sobre todo en el uso de C02. Aunque la información detallada de rendimiento de inundación está disponible desde sólo unos pocos de estos proyectos, los resultados generalmente nos llevan a las mismas conclusiones había llegado en 1950's es decir, una alta eficiencia de desplazamiento se puede lograr en las regiones enrojecida por solventes, pero de alta eficiencia de barrido volumétrico posible sólo si la canalización de disolvente se puede Controlar con eficacia.

Miscibilidad de primer contacto

Además de la presión fija representada en el diagrama ternario, que muestran uno de los primeros disolventes miscibles en contacto que están en la proximidad de línea que se encuentra fuera de la región de dos fases, la miscibilidad también se puede caracterizar con la ayuda de un diagrama de p-x. como se muestra en la figura, los aumentos de presión de saturación como la cantidad de un solvente particular aumentan en un comienzo la mezcla solvente del petróleo en la presión del punto de burbuja del petróleo, la presión de saturación de punto de burbuja (Pb) de la mezcla aumenta con la adición del solvente a un máximo (Pbmax). Después de la trenza o punto crítico, la curva de saturación es la región del punto de rocío. Las presiones del punto de rocío pueden ser menores o mayores que el Pbmax dependiendo del petróleo y las composiciones del disolvente. Hay dos tipos de diagramas p-x. El tipo I es la curva p-x, con la presión máxima temperatura de ebullición y luego disminuyendo hasta el punto de trenza, y el tipo II donde la presión del punto de burbuja aumenta al punto de trenza. Teóricamente primero se pone en contacto con la presión miscible (FCM) la cual es la presión de saturación máxima. Físicamente la Pbmax puede ser considerada como el primer contacto de la presión miscible entre el petróleo y la mezcla de disolvente.

4.6 DISIPACIÓN EN DESPLAZAMIENTOS MISCIBLES IDEALES 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.

Figura 4.6.1 procesos de miscibilidad

CLASIFICACIÓN 1. Proceso de tapones miscibles Se basa en la inyección de algún solvente líquido que es miscible después del primer contacto 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. El tapón será líquido si la temperatura del yacimiento se encuentra por debajo de la temperatura crítica (207°F). Por otro lado es necesario que la profundidad del yacimiento esté por encima de los 1600 pies para que no ocurran fracturas en la formación.

Este proceso es ventajoso debido a que todo el petróleo contactado se desplaza, se requieren bajas presiones para alcanzar la miscibilidad, es aplicable a un amplio rango de yacimientos y puede usarse como método tanto secundario como terciario. Sin embargo, este proceso no es recomendable debido a que registra una eficiencia pobre y es mejor si se aplica en formaciones muy inclinadas, el tamaño del tapón es difícil de mantener por la (dispersión) y el material del tapón es muy costoso.

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. 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 e 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 tiene una pobre eficiencia, si las formaciones son gruesas ocurre segregación por gravedad y la presencia de canalizaciones lleva a la desaparición del tapón.

3. Empuje con gas vaporizante o de alta presión 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, el yacimiento y el gas inyectado antes de que se forme la zona miscible.

Figura 4.6.1 enriquecimiento de biogás

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 para ser miscible. 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. 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.

Figura 4.6.2 inyección de alcohol

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. Este método debe ser usado e yacimientos con crudos desde moderadamente ligeros a livianos (gravedad API > 25°), lo suficientemente profundos como para estar por encima de la presión mínima de miscibilidad.

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. Por el otro, el yacimiento

debe

estar

a

una

profundidad igual o mayor a los 5000 pies, con la finalidad de mantener las altas presiones de inyección (mayores o iguales a 5000 lpc) necesarias para alcanzar la miscibilidad del crudo con el nitrógeno sin fracturar la formación. Figura 4.6.3 inyección de nitrógeno

4.7 TEORÍA DEL FLUJO FRACCIONAL Teoría presentada inicialmente en 1942, pero no recibió mucha atención sino hasta los últimos años de la década de los cuarenta. Dicha teoría considera dos fluidos inmiscibles: desplazante y desplazado, y su desarrollo se basa en el concepto de permeabilidades relativas y en la idea de un desplazamiento pistón con fugas; esto significa que existe una cantidad considerable de petróleo que queda detrás del frente de invasión, debido a la superficie irregular que presenta el medio poroso. La teoría de desplazamiento, además de suponer flujo lineal y continuo de dos fases, también supone la formación homogénea, con una saturación de agua connata constante a lo largo del yacimiento.

Aunque esta teoría puede aplicarse al desplazamiento de petróleo con gas o agua, en sistemas humectados por petróleo o por agua, en la deducción de las ecuaciones básicas, solo se considera el desplazamiento de petróleo con agua en un sistema humectado preferencialmente por el agua, cuyo caso, la presión de desplazamiento debe ser mayor que la presión de burbujeo. La formulación matemática fue desarrollada por Leverett, posteriormente Welge realizo una extensión que permite calcular la saturación promedio de la fase desplazante y la eficiencia de desplazamiento, además determino la relación entre la saturación de la fase desplazante en el extremo de salida del sistema y la cantidad de agua inyectada a ese tiempo.

Ecuación del flujo fraccional La ecuación de flujo fraccional relaciona la fracción de aceite y de agua que fluyen en cualquier punto del yacimiento con la saturación del fluido en ese punto. Esta ecuación permite la determinación de la saturación de agua y de la saturación de aceite con distancia en un sistema de flujo lineal, este método nos ayuda a conocer la distribución de la saturación de cualquiera de las dos fases y cómo esta distribución cambia con el tiempo Como se desea modelar el flujo de dos fluidos inmiscibles a través del medio poroso, se aplicara la ley de Darcy generalizada para cada uno de los fluidos resultando las siguientes ecuaciones:

Entonces:

La tasa de producción total del yacimiento es igual a la suma de las tasas de agua y aceite, y esto es equivalente a la tasa de inyección de agua.

Por lo tanto, la fracción de agua está definida como:

La fracción de agua se denomina con frecuencia corte de agua, así mismo la fracción de aceite o corte de aceite es:

Integrando las ecuaciones 2 y 3 en la ecuación 1 resulta la siguiente ecuación de flujo de agua en un punto, s, en un sistema de flujo lineal, denominada comúnmente como ecuación de flujo fraccional o corte de agua:

FACTORES QUE AFECTAN EL FLUJO FRACCIONAL DE AGUA

La ecuación de flujo fraccional permite estudiar el efecto de varias variables del yacimiento sobre la eficiencia de los proyectos de inyección. Para tener una alta eficiencia de desplazamiento y, en consecuencia, una inyección mas eficiente, se requiere que el flujo fraccional de agua en cualquier punto del yacimiento sea mínimo.

CONCLUSIÓN

El valor o estimación del Factor de Recuperación de un campo o yacimiento está en función de factores técnicos, económicos, operativos, comerciales, entre otros. Éstos cambian con el tiempo por lo que no se puede considerar un Factor de Recuperación único o definitivo en un proyecto de explotación.

La industria petrolera en todas partes del mundo, incluido México, ha determinado que uno de los elementos que afectan al Factor de Recuperación de los yacimientos son los ritmos de producción que se tuvieron y de la manera en que se aprovechó la energía que contenía el yacimiento al momento de descubrirlo. La cronología de recuperación primaria, después recuperación secundaria y por último recuperación mejorada, se debe quedar atrás y éstos métodos deben ser implantados en los yacimientos y campos al inicio o no muy tarde en su vida productiva, con el propósito de inyectar energía a los mismos, antes de agotar casi totalmente la energía natural que contenían. Se ha demostrado en muchos casos en el mundo, que la aplicación de métodos de recuperación secundaria de manera tardía a los campos, ha sido uno de los factores críticos para obtener menores recuperaciones finales de los mismos. Es por ésto que se debe romper con la idea de la explotación cronológica o tradicional de un yacimiento. Aplicando este tipo de recuperación de manera temprana en la vida de explotación dará un mayor Factor de Recuperación Final. La interpretación correcta de los datos nos da la oportunidad de tomar acciones y medidas correctivas y preventivas buscando alargar la vida productiva del pozo y se hace énfasis en interpretación correcta ya que de lo contrario se pueden hacer estimaciones de producción y de fechas de abandono erróneas, afectando directamente el valor del Factor de Recuperación.

BIBLIOGRAFÍA

París, M.: Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Ediciones Astro Data S.A., Maracaibo, Venezuela, 2001. Comisión Nacional de Hidrocarburos, “Documento Técnico 1-Factores de Recuperación de Aceite y Gas en México”, 2010. Comisión Nacional de Hidrocarburos, “El Futuro de la Producción de Aceite en México: Recuperación Avanzada y Mejorada IOR-EOR”, 2010 Huerta Ana, “Avances en la Evaluación del Comportamiento de Curvas de Afluencia”, Tesis que para obtener el título de Ingeniero Petrolero, Facultad de Ingeniería, UNAM, México, D.F., 2009

UNIDAD: 5.

Introducción Recuperación secundaria consiste en la adición de energía externa al yacimiento por medio de la inyección de fluidos de manera inmiscible para realizar un mantenimiento de presión o un desplazamiento de los fluidos contenidos en el yacimiento y así elevar el factor de recuperación. El desplazamiento se realiza sin alterar las propiedades de la roca o los fluidos. Puede tomarse como el remplazo de uno o varios mecanismos de empuje, ya que estos no tienen el suficiente aporte de energía para llevar los fluidos a superficie, o bien, se quiere acelerar la extracción de aceite. Un factor importante en cualquier proceso de recuperación adicional de aceite, está relacionado con la forma en la que se inyectan y producen los fluidos, es decir, los arreglos de pozos, anteriormente se situaban los pozos en arreglos geométricos, de 4,5,7 y 9 pozos, con variantes oblicuas o invertidas, cada vez se encuentran más en desuso puesto que ahora se tiene mucha información adicional producto de la caracterización estática y dinámica de las zonas productoras y los ingenieros de diseño pueden ubicar los

5: Eficiencia volumétrica. La eficiencia volumétrica es una eficiencia a nivel macroscópico que da información acerca de la calidad del desplazamiento que se ha hecho en el yacimiento por parte de los fluidos inyectados y los fluidos originales en él, se puede enunciar como:

“La fracción del volumen poral que ha sido contactado o afectado por el fluido inyectado.” La eficiencia de barrido volumétrico es un resultado total que depende de: Patrón de inyección seleccionado. Pozos de patrón separado. Fracturas en el yacimiento. Posición de los contactos gas/aceite y aceite/agua. Espesor del yacimiento. Permeabilidad. Heterogeneidad areal y vertical. Relación de movilidades. Diferencia de densidades entre los fluidos. Gasto de flujo. La eficiencia volumétrica depende del volumen del yacimiento contactado por el fluido inyectado, puede ser considerada conceptualmente como el producto de la eficiencia areal y la vertical, por tanto, su expresión más sencilla es: Evol = E A xEv

Donde

EA ®Eficiencia de barrido areal.

Ev ®Eficiencia de barrido vertical.

La eficiencia volumétrica o de barrido es una función del tiempo en un proceso de desplazamiento y se pueden utilizar los conceptos de balance de materia.

Gasto neto de i 

Gasto de i









Gasto de i



que sale del volumen de control







 transportado a través



 



 inyectado al volumen de control













(lo que entra) + (lo que se produce)



(lo que sale) + (lo que se consume)

del volumen de control



  (Acumulación de i)

A

-

B



=



C

Donde i =Número de componentes o especies químicas (fluidos).

La expresión anterior dice que a través del volumen de control (el yacimiento), entra energía externa, por medio de los fluidos inyectados (especie química) y puede producir otros compuestos, por ejemplo, los álcalis que generan surfactante “in situ”(término A), y hay salida del volumen de control que se puede interpretar como agua, aceite, gas, ácidos, residuos del método empleado (especies químicas i, término B), todo eso es igual a lo que permanece “transportándose” dentro del volumen de control (acumulación de i, término C). (Lake L. W., 1989) Basado en la expresión anterior del balance de materia, se puede enunciar que la recuperación de aceite será:

Np 2 @c.y  VPWER @c.y........(4 10)

Donde

ER ® Eficiencia global de recuperación. E D xEvol VP ®Volumen poral de la porción del yacimiento analizada.

W ® Masa del yacimiento que es producida (Producción de especies químicas).

La expresión anterior puede ser simplificada; descomponiendo la eficiencia de recuperación ER por E D xEvol , remplazar W por S rw , que es la Saturación inicial de la especie química i multiplicada por su “masa i”, asumiendo que la única especie producida es aceite y utilizando el factor de volumen del aceite a condiciones posteriores del desplazamiento, se puede enunciar entonces que la producción de aceite es:

N @ c.s  E E D vol

p

VP ( S oi  Sor )

........(4 11)

B o

Donde Np @c. s ®Aceite producido a condiciones estándar.

ED ®Eficiencia de desplazamiento.

Soi ®Saturación inicial de aceite.

;

;

Evol ®Eficiencia volumétrica.

VP Volumen de poro

Sor ®Saturación remanente de aceite después del proceso.

Bo ®Factor de volumen de aceite a las condiciones del proceso.

La eficiencia volumétrica entonces puede enunciarse como:

Evol =

Volumen de aceite contactado por el agente desplazante

Volumen de aceite original en sitio Al emplear un proceso de recuperación adicional de aceite mediante un desplazamiento, se reducirá la saturación de aceite inicial hasta una saturación residual en la región contactada por el fluido desplazante, se puede utilizar balance de materia si se considera que el proceso se lleva a cabo como un pistón, entonces, el aceite desplazado se puede obtener mediante:



S S

Np



 o2

o1



è Bo 1



VP E



B

o2

Vol

........(4 12)

ø

Donde Np ®Aceite desplazado. ; So1 ®Saturación de aceite al inicio del desplazamiento.

So2 ®Saturación residual de aceite en el VP contactado después del desplazamiento.

Bo1 ®Factor de volumen del aceite a condiciones iniciales.

Bo2 ®Factor de volumen del aceite al final del desplazamiento.

VP ®Volumen de poros. ; Evol ®Eficiencia volumétrica.

Al dividir entre el volumen de aceite remanente al momento del inicio del proceso se tiene como resultado la recuperación fraccional expresada como el producto de la eficiencia volumétrica (macroscópica) y de desplazamiento (microscópica), esto es:

Np

 E D  E vol

N1 Donde

N1 ®Aceite remanente al momento de iniciar el proceso de recuperación secundaria. Durante un proceso de recuperación secundaria, la ecuación puede ser usada para estimar la eficiencia volumétrica si se conocen las saturaciones finales del proyecto, esto es:

E

Np vol





So 1

VP





B

So2



B

o1

....... 4 14 

o2



Donde Np ®Aceite producido gracias al proceso. En la inyección de agua aplicada a un yacimiento que ha sido producido gracias al empuje del gas en solución, puede ocurrir la resaturación del volumen ocupado por gas atrapado y entonces al considerar un desplazamiento tipo pistón, la eficiencia volumétrica se puede determinar por: Np  B



o

1  

1 

 

E



N  Boi

vol

S

1 

orw

........(4 15)

Soi Donde Np ®Aceite producido por comportamiento primario más el producido gracias a la inyección.

Soi ®Saturación inicial de aceite. ; Sorw ® Saturación de aceite residual al final del proceso.

Boi ®Factor de volumen de aceite inicial.

Bo ®Factor de volumen a las condiciones de la inyección.

La eficiencia volumétrica de la inyección de agua varía ampliamente hasta cerca de 100%. Esto varía dependiendo si todo el volumen poral ha sido contactado por el fluido inyectado, la heterogeneidad del yacimiento, que algunas zonas no hayan sido barridas o bien, que unas zonas fueron barridas totalmente pero otras recibieron poco fluido inyectado.

Para un yacimiento explotado por un arreglo de pozos donde la saturación de aceite varía arealmente, la eficiencia areal de barrido EA se remplaza por la eficiencia de barrido que proporciona dicho arreglo de pozos, Ep

Evol  E p Ev ....... Donde

Ep  Eficiencia de barrido areal corregida por espesor, porosidad y saturación. Lo anterior hace que la eficiencia global de recuperación en un proceso de desplazamiento pueda ser expresado como:

E  E p xEv xED

En la práctica, la eficiencia volumétrica de barrido se determina por la aplicación de correlaciones matemáticas basadas en sistemas tridimensionales y no en cálculos separados de las dos eficiencias involucradas, sin embargo, es bueno conceptualmente entenderla como un producto de las dos eficiencias (vertical y horizontal) para comprender mejor los parámetros que afectan la eficiencia volumétrica.

5.1 Definiciones. Eficiencia Volumétrica: La eficiencia volumétrica es una eficiencia a nivel macroscópico que da información acerca de la calidad del desplazamiento que se ha hecho en el yacimiento por parte de los fluidos inyectados y los fluidos originales en él, se puede enunciar como: “La fracción del volumen poral que ha sido contactado o afectado por el fluido inyectado.”

Eficiencia de barrido areal La eficiencia areal se define como la relación que hay entre el área contactada por los fluidos inyectados y el área total a considerar en el análisis, es decir, la relación del área barrida de un determinado modelo entre el área total del mismo.

Heterogeneidad La heterogeneidad en el yacimiento es la variación en las propiedades petrofísicas, existen diferentes formas de heterogeneidad y estas alteran la producción en cualquier etapa de producción. La heterogeneidad siempre está presente, en mayor o menor grado, puede verse influenciada de manera positiva o negativa por los mecanismos de empuje, si un mecanismo de empuje es lo suficientemente grande, puede provocar el desprecio de la heterogeneidad al ser minúsculos sus efectos comparados con el aporte de energía debido al mecanismo de producción predominante. La heterogeneidad tiene su principal efecto en la eficiencia de barrido areal.

Desplazamientos sin comunicación vertical Es un proceso de desplazamiento, relación del espesor acumulativo de las secciones verticales de la zona productiva que entran en contacto con el fluido de inyección con respecto al espesor vertical total de la zona productiva.

Equilibrio Vertical Se puede definir como el equilibrio que se produce en un fluido en el que las fuerzas del gradiente vertical de presión y la gravedad están en equilibrio. Para un yacimiento aplicaría que las caídas de presión y temperatura existentes por estrato son constantes y de allí existe un equilibrio para la distribución de los fluidos por capa. Combinación de eficiencias de barrido La eficiencia del barrido volumétrico es un resultado total que depende del patrón de inyección seleccionado, los pozos de patrón separado, las fracturas en el yacimiento. La posición de los contactos gas-petróleo y petróleo-agua, el espesor del yacimiento, la permeabilidad y heterogeneidad areal y vertical, la relación de movilidad, la diferencia de densidad entre los fluidos de desplazamiento y desplazado y la tasa de flujo de eficiencia de barrido areal cuando las relaciones de movilidad disminuyen la eficiencia del barrido aumenta. Fenómenos de inestabilidad Si el desplazamiento se realiza de tal manera que el agente contacta a todo el aceite inicialmente presente en el medio, la eficiencia volumétrica es unitaria, y la eficiencia de desplazamiento se convierte en la eficiencia de recuperación global.

5.2: Eficiencia de barrido areal La eficiencia areal se define como la relación que hay entre el área contactada por los fluidos inyectados y el área total a considerar en el análisis, es decir, la relación del área barrida de un determinado modelo entre el área total del mismo. Representa lo que se ha barrido en un área determinada como se muestra en la Figura:

E =

área horizontal invadida

= área invadida

A área horizontal invadida + área horizontal no invadida

área total

Figura Eficiencia de barrido areal.

La eficiencia areal está controlada por numerosos factores, la mayoría de los cuales no se pueden controlar; entre ellos: las variaciones entre propiedades de la roca (porosidad, permeabilidad, transmisibilidad, otros) y las propiedades del sistema roca-fluidos (ángulo de contacto, permeabilidades relativas, presiones capilares, otros), las cuales tienen una influencia directa sobre el volumen de roca invadida por el fluido inyectado, así como también sobre la dirección y velocidad del movimiento de los fluidos.

Los principales factores de los que depende la eficiencia areal son:

Patrón de pozos inyectores y productores Heterogeneidad de la permeabilidad en el yacimiento Relación de movilidad Relativa importancia de las fuerzas gravitacionales y viscosas. El arreglo de pozos más estudiado y comúnmente empleado en la recuperación secundaria y mejorada es el arreglo de 5 pozos. En algunos textos se usa el término de “Eficiencia del patrón o arreglo”, esto es debido a que hasta hace no mucho tiempo la colocación de los pozos de desarrollo e intermedios o de relleno (para explotar un campo petrolífero era en arreglos geométricos de 4,5,7 ó 9 pozos, colocados en línea directa o alterna, en forma convencional o inversa y ahora, debido a la sustancial información de caracterización estática y dinámica, se colocan en la posición más conveniente y se ha implementado la utilización de software especializado para el estudio del flujo de fluidos mediante simulación matemática y se usan cada vez menos los arreglos geométricos.

La eficiencia areal o de patrón (arreglo de pozos) es una función de la relación de movilidades y el arreglo de los pozos inyectores.

5.3: Heterogeneidad La heterogeneidad en el yacimiento es la variación en las propiedades petrofísicas, existen diferentes formas de heterogeneidad y estas alteran la producción en cualquier etapa de producción. La heterogeneidad siempre está presente, en mayor o menor grado, puede verse influenciada de manera positiva o negativa por los mecanismos de empuje, si un mecanismo de empuje es lo suficientemente grande, puede provocar el desprecio de la heterogeneidad al ser minúsculos sus efectos comparados con el aporte de energía debido al mecanismo de producción predominante. La heterogeneidad tiene su principal efecto en la eficiencia de barrido areal. Las tres principales formas que provocan no considerar un yacimiento como homogéneo son: (Lake, 1989) Anisotropías No uniformidad Heterogeneidades Dichas alteraciones describen cambios en la permeabilidad, porosidad y permeabilidad relativa. Los tipos de heterogeneidades pueden ser clasificados como: areales, verticales (estratificación) y fracturas. Si el yacimiento es estratificado se debe realizar el estudio de una sección transversal para observar la continuidad de los estratos y análisis de núcleos en diferentes pozos para determinar la uniformidad de la formación y así estimar las variaciones de la permeabilidad vertical.

Heterogeneidad areal La continuidad de las propiedades petrofísicas es de interés primordial para la implementación de los métodos de recuperación. Es importante realizar pruebas de interferencia y trazadores para ubicar fracturas y caminos preferenciales de flujo. A partir de núcleos se puede tener evidencia de fractura miento. La buena orientación del arreglo de pozos inyectores y productores puede compensar los efectos de permeabilidad direccional y mejorar la eficiencia de barrido. La heterogeneidad areal, puede provocar digitación viscosa en el frente de desplazamiento, existe difusión dispersa del frente de invasión que provoca mayor avance en zonas con mayor permeabilidad. La Figura muestra el efecto de la heterogeneidad areal y la relación con M (relación de movilidades).

5.4: Desplazamientos sin comunicación vertical •

En un proceso de desplazamiento, relación del espesor acumulativo de las secciones verticales de la zona productiva que entran en contacto con el fluido de inyección con respecto al espesor vertical total de la zona productiva. La eficiencia de desplazamiento vertical (EI) depende fuertemente de parámetros, tales como la relación de movilidad y el volumen total del fluido inyectado.

Desplazamiento sin comunicación vertical • No se permite la permeabilidad o transmisibilidad en dirección vertical; una condición que puede aplicarse en la práctica real si el yacimiento contiene esquistos de lutita impermeables y continuos en el intervalo total. El yacimiento ahora consiste en una serie de elementos unidimensionales paralelos.

Barrido vertical La eficiencia vertical de barrido, se define como la fracción de la sección vertical que ha sido invadida por el fluido desplázate y depende de: La relación de movilidad Volumen total de agua inyectado Eficiencia de barrido vertical (EI).

•

Eficiencia de barrido vertical (EI). Hay muchos factores que afectan la eficiencia de barrido vertical, tales como la variación vertical de permeabilidades horizontales, la diferencia de gravedad, la saturación inicial de gas, la presión capilar, la relación de movilidad, el flujo cruzado y las tasas de inyección.

5.5: Equilibrio Vertical Se puede definir como el equilibrio que se produce en un fluido en el que las fuerzas del gradiente vertical de presión y la gravedad están en equilibrio. Para un yacimiento aplicaría que las caídas de presión y temperatura existentes por estrato son constantes y de allí existe un equilibrio para la distribución de los fluidos por capa.

5.6: Combinación de eficiencias de barrido La eficiencia del barrido volumétrico es un resultado total que depende del patrón de inyección seleccionado, los pozos de patrón separado, las fracturas en el yacimiento. La posición de los contactos gas-petróleo y petróleo-agua, el espesor del yacimiento, la permeabilidad y heterogeneidad areal y vertical, la relación de movilidad, la diferencia de densidad entre los fluidos de desplazamiento y desplazado y la tasa de flujo de eficiencia de barrido areal cuando las relaciones de movilidad disminuyen la eficiencia del barrido aumenta.

5.7: Fenómenos de inestabilidad Factores de inestabilidad en la eficiencia de desplazamiento:  Condiciones iniciales  Agente desplazante  Fuerzas de tensión superficial e interfacial.  Mojabilidad.  Presión Capilar.  Permeabilidad relativa.

Conclusión. La eficiencia volumétrica de barrido se determina por la aplicación de correlaciones matemáticas basadas en sistemas tridimensionales y no en cálculos separados de las dos eficiencias involucradas, sin embargo, es bueno conceptualmente entenderla como un producto de las dos eficiencias (vertical y horizontal) para comprender mejor los parámetros que afectan la eficiencia volumétrica

UNIDAD 6 METODOS DE RECUPERACIÓN TERMICA

INTRODUCCIÓN En la actualidad los métodos de recuperación térmica son uno de los mejores procesos de recuperación mejorada de hidrocarburos en yacimientos que aún quedan reservas de petróleo pero que con los métodos convencionales como la recuperación primaria y secundaria no se han podido extraer. El principal objetivo de este método de recuperación mejorada de hidrocarburos es reducir la viscosidad del petróleo con la finalidad de tener más movilidad en el yacimiento, por lo cual son principalmente adecuados para petróleo viscosos de 5 a 10 °API pero también se usan para yacimientos con petróleo de hasta 45°API. También la recuperación térmica tiene otros beneficios como la reducción de la saturación de petróleo residual a consecuencia de la expansión térmica. Este método se puede clasificar en dos: Los que implican la inyección de fluidos en la formación tales como: 

Inyección de agua caliente



Inyección de vapor También los que utilizan la generación de calor tales como:



Cíclica y continua



Combustión in situ.

6.2.- INYECCIÓN CONTINÚA DE VAPOR. La inyección continua de vapor es un método de recobro mejorado, aplicado principalmente a crudos pesados. La técnica consiste en la inyección de vapor continuamente al reservorio desde un pozo inyector, con el fin de aumentar la temperatura del petróleo y disminuir su viscosidad para propiciar el flujo hacia un pozo productor. Es utilizado especialmente en yacimientos someros, con arenas de alta permeabilidad o no consolidada. El objetivo principal del método es el aumento del recobro del crudo mediante la reducción de la saturación residual de petróleo, el aumento de la permeabilidad relativa al petróleo, el suministro de un empuje por gas como consecuencia del flujo de vapor en el reservorio y una alta eficiencia de barrido.

El recobro de petróleo por inyección continua de vapor puede ser alto, por encima del 50% en muchos casos, pero la relación petróleo-vapor es más baja que la de la inyección cíclica de vapor debido a que las pérdidas de calor son mayores.

6.2.1.-PETRÓLEO PESADO Método de recuperación térmica por el cual el vapor generado en la superficie se inyecta en el yacimiento a través de pozos de inyección distribuidos especialmente. Cuando el vapor entra al yacimiento, calienta el petróleo crudo y reduce su viscosidad. El calor también destila los componentes ligeros del petróleo crudo, que se condensan en el banco de petróleo por delante del frente de vapor y reduce aún más la viscosidad del petróleo. El agua caliente que se condensa a partir del vapor y el vapor mismo genera un empuje artificial que barre el petróleo hacia los pozos de producción. Otro factor contribuyente que aumenta la producción de petróleo durante la inyección de vapor se relaciona con la limpieza cercana al pozo. En este caso, el vapor reduce la tensión de la interfaz que vincula las parafinas y los asfáltenos a las superficies de la roca, mientras que la destilación con vapor de las fracciones ligeras del petróleo crudo crea un pequeño banco de solvente que puede retirar de manera miscible el petróleo atrapado.

París de Ferrer (2001) inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.

6.3.- INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR. Es un proceso cíclico en el cual el mismo pozo es usado para inyección y producción. El método consiste en generar vapor a alta presión, distribuirlo a través de una red de tuberías e inyectarlo al yacimiento por dos o tres semanas, después del cual el pozo es cerrado por varios días. Posterior a este periodo de cierre el pozo será producido por unos cuantos meses, hasta que su producción decline y sea necesario un nuevo ciclo de inyección. Los mecanismos de producción atribuidos a la inyección cíclica de C02 son: a). Reducción de la viscosidad del crudo. b). Hinchamiento del petróleo. c) .Empuje por gas en solución. d). Disminución de la tensión interfacial. e). Cambios en la mojabilidad del medio poroso.

Durante esta fase del inyectado de vapor da lugar a la formación de crudo viscoso, permite que el calor penetre dentro de la roca yacimiento por varios días.

La inyección cíclica de vapor es uno de los pocos métodos que se saben que son efectivos en la recuperación de crudos pesado. Básicamente consiste en inyectar vapor 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. Mecanismos De Recuperación En Inyección Cíclica De Vapor. El mecanismo principal que hace el proceso de inyección cíclica de vapor efectivo, varía de un yacimiento a otro. En general puede considerarse dos casos extremos: yacimientos con presión moderadamente alta y yacimientos con presión inicial cercana a cero, como lo es generalmente, el caso de yacimiento de crudo pesado este es el mecanismo principal que hace que el petróleo se produzca. Entre sus ventajas y desventajas podemos mencionar el bajo costo de probar y desarrollar el proceso en el campo, comparado con los otros procesos térmicos alternativos, y el riesgo de que la expansión térmica cause daños al revestidor mientras el vapor está siendo inyectado. Debido a la alta temperatura generada por el vapor durante la inyección, los pozos que se van a someter a este proceso deben cumplir ciertas condiciones mecánicas, es decir, su ensamblaje debe garantizar tolerancia a temperaturas y presiones elevadas. Rodríguez Carlos, González Yesica, Carvajal Maryoris, Carvajal Margloris, Coronado Deiby y Monzon Katiuska (2010) Bachilleres pertenecientes a la seccion p85. de Ingeniería de Petróleo "VIII Semestre" UNEFA – BARINA.

6.4 INYECCIÓN DE AGUA CALIENTE

La inyección de agua caliente es probablemente el método térmico de recuperación más simple y seguro, y dependiendo de las características del yacimiento, puede ser económico y ventajoso. Es un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo se desplaza inmisciblemente, tanto por agua caliente como por agua fría. Durante el proceso (Figura 9.19), la zona vecina al pozo inyector se va calentado y, a su vez, parte del calor inyectado se pierde en las formaciones adyacentes. El agua caliente inyectada suple el calor necesario a expensas de su calor sensible y, como consecuencia, su temperatura disminuye, además, como se mueve, alejándose del pozo inyector y mezclándose con los fluidos a la temperatura original del yacimiento, se forma una zona calentada en la cual la temperatura varía desde la temperatura de inyección, en el pozo inyector, hasta la del yacimiento a una cierta distancia del pozo inyector.

Figura 1. Inyección de agua caliente

El tamaño de la zona calentada aumenta con el tiempo, pero su temperatura será menor que la temperatura de inyección. El borde del agua inyectada pierde calor rápidamente, de manera que inmediatamente alcanza la temperatura del yacimiento, por lo que en el borde de este frente de desplazamiento la movilidad del petróleo es la del petróleo no calentado. Por otro lado, la viscosidad del agua caliente inyectada será menor que la correspondiente a una inyección de agua

convencional, lo cual provoca una irrupción más temprana del fluido inyectado. Esto conduce a un mejor desplazamiento en la zona calentada y a un incremento del recobro final, aun en las zonas donde la saturación de petróleo residual no disminuye con el aumento de temperatura. Los mecanismos de desplazamiento en este proceso son: 1. Mejoramiento de la movilidad del petróleo al reducir su viscosidad 2. Reducción del petróleo residual por altas temperaturas 3. Expansión térmica del petróleo La principal desventaja de la inyección de agua caliente con respecto a la inyección de vapor es que la máxima tasa de inyección es menor, porque el contenido de calor del vapor inyectado es tres veces mayor que el del agua caliente a menos de 423°F. Las pérdidas de calor desde el inyector hasta la formación petrolífera reducen el volumen de arena petrolífera que puede ser calentado efectivamente. Exceptuando los efectos de temperatura y tomando en cuenta que este proceso se aplica a crudos relativamente viscosos, la inyección de agua caliente tiene varios elementos comunes con la inyección convencional de agua. Paris, M. (2001), Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Maracaibo, Venezuela: Astro Dala S.A. 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, describir, ya que se trata básicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo es desplazamiento inmisciblemente, tanto por agua caliente como 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 de 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 corrientes abajo tanto en la inyección de vapor como la combustión insitu. De allí, que muchos de los elementos de la discusión sobre inyección de agua caliente, presentados en este capítulo, sean aplicables a ciertas regiones en otros procesos. Unefa Barinas (diciembre 22, 2010) inyección de agua caliente recuperado el 15 de julio 2017.

6.4.1 MECANISMOS DE RECUPERACIÓN EN INYECCIÓN DE AGUA CALIENTE

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 temperatura disminuye. Además, como el agua caliente se mueve alejándose del pozo de inyección, esta se mezcla con los fluidos de yacimientos formados 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 (i.e., a la temperatura de la zona calentada será igual a la temperatura del agua caliente inyectada solo a un tiempo “infinitesimal” Según los experimentos de William la recuperación de petróleo mediante el desplazamiento con agua caliente en relación con desplazamiento normal con agua (sin calentar) se debe principalmente al siguiente mecanismo: al mejoramiento de la movilidad del petróleo como resultado de la reducción en su viscosidad y a la reducción del petróleo residual a las 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 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 debe a cambios en las fuerzas de superficie de los fluidos a elevadas temperaturas. Estas fuerzas de superficies 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 pueden retener compuestos orgánicos complejos asidos a la superficie de los minerales. Estos cambios en las fuerzas de superficie no reducen necesariamente las fuerzas Capilares, pues parece que varios de los sistemas roca/fluido estudiados se tornan mas 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 la permeabilidad relativa 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 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 debe decir que estos cambios son de forma tal que el flujo fraccional de agua disminuye con temperatura y como resultado, la recuperación de petróleo aumenta. Tomada de combarnous y sorieau muestra esquemáticamente como: la expansión térmica la reducción de viscosidad. La humectabilidad, y la tensión interfacial petróleo-agua, afectan la eficiencia de desplazamiento de crudos livianos, mientras que para los crudos pasados son más importantes la reducción de la viscosidad y los cambios de humectabilidad. Unefa Barinas (diciembre 22, 2010) inyección de agua caliente recuperado el 15 de julio 2017.

6.4.2 CALCULO DE LA RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO POR INYECCIÓN DE 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 requiere y croes los cuales utilizan el efecto de la viscosidad del petróleo sobre los procesos isotérmicos se ignoran los efectos de la temperatura sobre la expansión térmica, como también sobre los cambios en las fuerzas de superficie tal como se muestra en las figuras. 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 del 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 promedio del yacimiento en función del tiempo. El procedimiento, el cual puede ser inferido de la figura considera solamente los efectos de la viscosidad, aunque el efecto de la expansión térmica de los fluidos sobre la extracción se puede incluir fácilmente. El procedimiento de van heinigen y schwarez es fácil de aplicar, pero es válido solamente cuando las curvas de extracción tales como las que se muestran en la figura son representativas de la formación.Unefa Barinas (diciembre 22, 2010) inyección de agua caliente recuperado el 15 de julio 2017.

6.5 COMBUSTIÓN IN SITU

La combustión in situ o "invasión con fuego", es un método único debido a que una porción del petróleo en el yacimiento (cerca del 10%) se quema para generar el calor, obteniéndose una alta eficiencia térmica. Existen tres tipos de procesos de combustión en el yacimiento. El primero se denomina Combustión Convencional o "hacia adelante", debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos; en el segundo, denominado Combustión en

Reverso o en "contracorriente", la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la del flujo de fluidos. Aunque el proceso convencional es el más común, ambos tienen ventajas, limitaciones y aplicaciones específicas. El tercer tipo es la combustión húmeda, mejor conocida como proceso COFCAW, en el cual se inyecta agua en forma alternada con el aire, creándose vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los requerimientos de aire. El proceso de combustión in situ se inicia generalmente bajando un calentador o quemador que se coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone a funcionar el calentador hasta que se logre el encendido. Después que se calientan los alrededores del fondo del pozo, se saca el calentador, pero se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión. Paris, M. (2001), Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Maracaibo, Venezuela: Astro Dala S.A.

6.5.1 COMBUSTIÓN CONVENCIONAL O "HACIA ADELANTE"

Proceso también se denomina combustión seca debido a que no existe una inyección de agua junto con el aire. Tal como se muestra en la Figura 9.24 la combustión es hacia adelante, pues la ignición ocurre cerca del pozo inyector y el frente de combustión se mueve desde el pozo inyector hasta el pozo productor.

Figura 2. Esquema de una combustión in situ convencional (según Farouq Alí). El aire (aire enriquecido con oxígeno, o aun oxígeno puro) se inyecta para oxidar el petróleo, dando como resultado la producción de grandes volúmenes de gases residuales que causan problemas mecánicos como: baja eficiencia de bombeo, abrasión, erosión, y otros; además, se crea más restricción al flujo de petróleo en el yacimiento debido a la alta saturación de gas. A medida que el proceso de combustión avanza, se genera calor dentro de una zona de combustión muy estrecha, hasta una temperatura muy elevada (alrededor de 1200°F). Inmediatamente delante de la zona de combustión, ocun-e el craqueo del petróleo, que origina el depósito de las fracciones más pesadas (coque), las cuales se queman para mantener la combustión. La zona de combustión actúa efectivamente como un pistón, y debe quemar o desplazar todo lo que se encuentra delante antes de su avance. Está claro que el petróleo localizado cerca de los pozos productores se encuentra a la temperatura original del yacimiento por un período largo, y así se va haciendo móvil y puede ser producido. Generalmente existe una segregación por gravedad severa en la zona de combustión y, como resultado, la misma es más horizontal que vertical. Una vez que ocurre la ruptura en el productor, las temperaturas en el pozo aumentan excesivamente y la operación se vuelve cada vez más difícil y costosa. En

contrapartida, la viscosidad del petróleo se reduce notablemente, de manera que la tasa de producción de petróleo alcanza un máximo. El enfriamiento de los productores puede ser necesario y la corrosión, un problema inherente a la combustión in situ, se vuelve cada vez más severa. Cuando se usa oxígeno enriquecido, la ruptura prematura del oxígeno también es un problema. Paris, M. (2001), Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Maracaibo, Venezuela: Astro Dala S.A.

6.5.2 COMBUSTIÓN EN REVERSO Otra variación de la combustión in situ que recibió mucha atención en el período 1955-1965 es la combustión en reverso51. En este caso, como en el anterior, existe un pozo inyector de aire y un pozo productor. Pero esta vez la formación se enciende en los productores, no en los inyectores como ocurre en la combustión hacia adelante. La Figura 9.26 muestra lo que sucede en el proceso de una combustión en reverso.

Figura 3. Proceso de combustión en reverso (según Farouq Alí). Según Berry y Parrish, la zona de combustión se mueve en contra de la corriente de aire, en la dirección hacia donde aumenta la concentración de oxígeno.

Los fluidos producidos deben fluir a través de las zonas de altas temperaturas (en el rango de 500-700°F) hacia los productores, dando como resultado un mejoramiento del petróleo producido debido a que la viscosidad del petróleo se reduce por un factor de 10.000 o más. Dicha reducción hace que el petróleo fluya más fácilmente hacia los productores. El proceso tiene, por lo tanto, una mejor aplicación en petróleos muy viscosos. La combustión en reverso no es tan eficiente como la convencional, debido a que una fracción deseable del petróleo se quema como combustible mientras que la fracción no deseable permanece en la región detrás del frente de combustión. Además, requiere el doble de la cantidad de aire que una convencional. Otra desventaja de este proceso es la fuerte tendencia a la combustión espontánea: dependiendo de la naturaleza del petróleo, cuando se expone al aire a temperatura ambiente por 10 a 100 días, el crudo se oxidará y si no existen pérdidas del calor, la temperatura aumentará y se producirá la combustión espontánea, aun en crudos poco reactivos. Un crudo a 150°F puede producir la ignición espontáneamente en 5 a 40 días y si la temperatura aumenta por encima de los 200°F, puede ocurrir en menos de 10 días. Si ocurre cerca del pozo inyector, se iniciará un proceso de combustión convencional que utilizará el oxígeno de la combustión en reverso y, por lo tanto, el proceso se detendrá. Paris, M. (2001), Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Maracaibo, Venezuela: Astro Dala S.A.

6.5.3 COMBUSTIÓN HÚMEDA La combustión húmeda, también conocida como proceso COFCAW (combinación de combustión convencional más inyección de agua), constituye una solución para la segunda limitación del proceso convencional, es decir, la utilización ineficiente del calor almacenado detrás del frente de combustión. En la combustión seca convencional, más de la mitad del calor generado se encuentra entre el pozo inyector de aire y el frente de combustión. Se han realizado muchos intentos para transferir este calor delante de la zona quemada. El agua, debido a su alta capacidad calorífica y a su calor latente de vaporización, puede utilizarse ventajosamente con este propósito.

Figura 4. Perfiles de temperatura y saturación en combustión (según Latil). Cuando el agua se inyecta en el pozo inyector en una operación de combustión convencional, ya sea alternada o simultáneamente con el aire, se logra la recuperación del calor, ya que toda o parte del agua se vaporiza y pasa a través del frente de combustión, con lo cual transfiere calor delante del frente. Con el objeto de presentar la idea del proceso en su forma más simple, considérese el flujo unidimensional sin pérdidas de calor lateralmente y sin conducción de calor en la dirección de flujo, tal como se presenta en la Figura 9.27, la cual puede compararse con los diagramas similares mostrados para una combustión convencional. Muchos factores favorables que en varios casos reducen la relación aire-petróleo se alcanzan con la combustión húmeda, ya que al reducirse la viscosidad del petróleo frío se extiende la zona del vapor o zona caliente a una distancia mayor delante del frente de combustión, lo que permite que el petróleo se mueva y se opere a menos presión y con menos combustible. La velocidad con que se mueve la zona de combustión depende de la cantidad del petróleo quemado y de la tasa de inyección del aire. El empuje con vapor, seguido de un fuerte empuje por gas, es el principal mecanismo que actúa en el recobro del petróleo. La Figura 9.28 muestra los cambios en perfiles de temperatura en el yacimiento a medida que la relación aire-agua (RAA) varía, según Smith y

Perkins52. El perfil para una RAA = 0 corresponde a la combustión convencional seca. Para un valor moderado de RAA, en el orden de 4 PC/MPCN, la temperatura de la zona de combustión permanece alta, pero la temperatura de la zona detrás del frente de combustión se reduce significativamente: el calor ha sido transferido hacia adelante y se ha utilizado eficientemente en el desplazamiento del petróleo. Con valores grandes de RAA, en el orden de 7 PC/MPCN , se dará la modalidad de combustión parcialmente apagada; para valores mayores, se tendrá la combustión totalmente apagada y la frustración del propósito original.

Figura 5. Cambios en el perfil de temperatura en el proceso de combustión húmeda (según Smith y Perkins). Existen más de 100 yacimientos sometidos a la combustión in situ, con poca claridad de éxito. El petróleo recobrado se encuentra en el orden del 50% y la relación airepetróleo, definida como los pies3 normales de aire necesarios para producir un pie normal de petróleo, se encuentra en el rango de 1.000-3.000, que representa los valores bajos más típicos de la combustión húmeda. La Tabla 9.9 presenta los criterios de diseño para el proceso de combustión in situ. Recientemente, se ha planteado el método denominado THA1, parecido al SAGD, pero a diferencia de éste usa combustión in situ, combinando pozos verticales y horizontales. Con dicho método se logra producir petróleo

mejorado in situ, lo que puede resultar económico en el futuro. Además de los métodos señalados anteriormente, se han propuesto muchos otros para el recobro adicional de petróleo; algunos, no térmicos, se han utilizado para petróleos pesados.

Tabla 1. Combustión in situ. Criterios de diseño Al respecto, Selby, Alikhan y Farouq Alí, en su obra: Potential of Non-Thermal Methods for Heauy Oil Recovery, presentan una extensa revisión de los mencionados métodos. Muy pocas pruebas de campo han resultado exitosas por las razones señaladas anteriormente; pero, se puede concluir que la invasión inmiscible de dióxido de carbono se mantiene como uno de los métodos más

promisorios para recuperar el petróleo de yacimientos que contienen crudos moderadamente pesados. Según Farouq Alí y Thomas un importante avance en la tecnología de producción de petróleo es el rápido incremento en el uso de pozos horizontales para la inyección y producción de fluidos. Señalan que un número de procesos EOR (como el SAGD) y proyectos de campo utilizan en forma inteligente los pozos horizontales para recuperar petróleo en condiciones aparentemente adversas. Lamentablemente, se han perforado muchos pozos horizontales sin pensar, previamente, cómo pueden utilizarse en procesos de EOR. Sin embargo, no hay duda de que en el futuro los procesos EOR se desarrollarán para utilizar los pozos horizontales y los verticales existentes, así como las condiciones de yacimiento en muchos de estos campos. Paris, M. (2001), Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Maracaibo, Venezuela: Astro Dala S.A.

CONCLUSIÓN

Es muy importante tener conocimiento sobre estos temas ya que con ellos aprendimos para

que son utilizados y apara que tipos de hidrocarburos de alta

viscosidad, dentro de ello podemos decir que hace que el hidrocarburo se pueda desplazar con mayor facilidad hacia los pozos productores. Quedando claro que lo métodos de recuperación térmica son utilizados para producir petróleos pesados y viscosos con gravedades API menores que 20. Ya que el petróleo no se puede producir a menos que se les caliente y se reduzca su viscosidad lo suficiente para permitirles fluir hacia los pozos productores. Dentro de ellos tenemos la inyección continua de vapor que nos sirve en la inyección constante de vapor para aumentar la temperatura de nuestro reservorio y así reducir la viscosidad del hidrocarburo y este pueda desplazarse con facilidad. Todos estos métodos nos sirven para que tengamos una mejor recuperación mejorada de nuestro hidrocarburo al inyectar un agente térmico para que este pueda cambiar las viscosidades de nuestro hidrocarburos y tengamos una mejor eficiencia de extracción o recuperación de nuestro hidrocarburo.

BIBLIOGRAFÍAS

Rodríguez Carlos, González Yesica, Carvajal Maryoris, Carvajal Margloris, Coronado Deiby y Monzon Katiuska (2010) Bachilleres pertenecientes a la seccion p-85. de Ingeniería de Petróleo "VIII Semestre" UNEFA – BARINA. Sitio web: http://ingyacimientos3.blogspot.mx/2010/12/inyeccion-ciclica-de-vapor.html Unefa Barinas (diciembre 22, 2010) inyección de agua caliente recuperado el 15 de julio 2017, del sitio web: http://recupterminyeccaguacaliente.blogspot.mx/ Paris, M. (2001), Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Maracaibo, Venezuela: Astro Dala S.A.

Índice unidad 5

Índice 5.1 Definiciones. ................................................................................................................................. 3 Eficiencia Volumétrica: ................................................................................................................... 3 Eficiencia de barrido areal .............................................................................................................. 3 Heterogeneidad .............................................................................................................................. 3 Desplazamientos sin comunicación vertical ..................................................................................... 3 Equilibrio Vertical ........................................................................................................................... 4 Combinación de eficiencias de barrido .......................................................................................... 4 Fenómenos de inestabilidad .......................................................................................................... 4 5.2: Eficiencia de barrido areal ........................................................................................................... 4 5.3: Heterogeneidad ........................................................................................................................... 6 Heterogeneidad areal ..................................................................................................................... 6 5.4: Desplazamientos sin comunicación vertical ............................................................................... 7 Desplazamiento sin comunicación vertical ................................................................................... 7 Barrido vertical ............................................................................................................................... 7 5.5: Equilibrio Vertical ........................................................................................................................ 8 5.6: Combinación de eficiencias de barrido....................................................................................... 8 5.7: Fenómenos de inestabilidad ....................................................................................................... 8

Índice unidad 6

Índice general Introducción ........................................................................................................... 11 6.2.- Inyección continúa de vapor.......................................................................... 12 6.2.1.-Petróleo pesado ....................................................................................... 13 6.3.- Inyección cíclica de vapor. ............................................................................ 14 6.4 Inyección de agua caliente .............................................................................. 16 6.4.1 Mecanismos de recuperación en inyección de agua caliente ................... 18 6.4.2 Calculo de la recuperación de petróleo por inyección de agua caliente .... 20 6.5 Combustión in situ ........................................................................................... 20 6.5.1 Combustión convencional o "hacia adelante" ........................................... 21 6.5.2 Combustión en reverso ............................................................................. 23 6.5.3 Combustión húmeda ................................................................................. 24 Conclusión............................................................................................................. 29 Bibliografías........................................................................................................... 30

Índice unidad 4 4.1 introducción Fluidos miscibles Fluidos miscibles Desplazamientos 4.2 desplazamientos miscibles Tipos de desplazamientos 4.3 control de calidad de los fluidos a inyectar Reacciones químicas Remoción de gases ácidos Filtros 4.4 disipación en desplazamientos inmiscibles Condiciones iniciales 4.5 desplazamiento miscibles ideales Historia Aplicaciones Miscibilidad de primer contacto 4.6 disipación en desplazamiento miscibles ideales Proceso Inyecciones 4.7 teoría del flujo fraccional Ecuación de flujo fraccional Factores que afectan el flujo fraccional de agua