Informe Inyección de Gas

 

ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA   “Mcal. Antonio José de Sucre”

RECUPERACIÓN SECUNDARIA CON INYECCIÓN DE GAS.

DOCENTE: Ing. Ronald Santa Cruz Valenzuela

INTEGRANTES: 

Eliot Portal Steven David

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Flores Medina Vanessa Tatiana





Martinez Rocha Raquel del Carmen Menacho Yugar Yessica Bettcy

CURSO: 9NO SEMESTRE  

FECHA: 05/05/20

LA PAZ - BOLIVIA

 

1.

INTRODUCCIÓN

La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el rrecobro ecobro y se usó inicialmente a comienzos del año 1900, para mantener la presión. Posteriormente, se aplicó en recuperación secundaria, ya que el gas inyectado además de aumentar la energía del yacimiento debería desplazar el petróleo y, de manera general, al final de los proyectos de inyección de gas se lograba un recobr rec obro o adicio adicional nal de pet petról róleo eo lo que termin terminaba aba agota agotando ndo aceler acelerada adamen mente te la presión del yacimiento.

2.

DESARROLLO

 A diferencia de la inyección de agua donde solamente ocurre un desplazamiento in inmi misc scib ible le,, en el pr proc oces eso o de in inyyecc cció ión n de gas pu pue ede darse arse,, tan tanto un desplazamiento inmiscible como un desplazamiento miscible. Los procesos de inyección con gas miscible forman parte de la l a recuperación terciaria, por lo que en este documento solo se hablará de la inyección con gas inmiscible Desde el punto de vista de comportamiento del reservorio, es ventajoso iniciar la inyección de gas antes que la presión del reservorio haya declinado debajo del punto de burbuja. Únicamente sirve para mantener la presión del reservorio. Una vez que el gas se inyecta dentro de la formación, el fluido fl uido tiende a expandirse y logra empujar al petróleo hacia la superficie. La inyección de gas inmiscible es menor al recobro de inyección inmiscible de agua, pero en algunas situaciones el único proceso posible es con gas debido a las características que presenta la formación como baja permeabilidad de petróleo, contenido de arcillas expandibles y fo form rma aci cio one ness con po pocco esp spes esor or en don onde de el pri rin ncip ipal al mec mecan anis ismo mo de accionamientoess la solución de gas. accionamientoe

 

FIGURA 1. INYECCIÓN DE GAS AL RESERVORIO.

FUENTE: La comunidad petrolera

Los gases inmiscibles que se inyectan pueden ser nitrógeno, dióxido de carbono y gas natural. El gas que se inyecta es, generalmente, un hidrocarburo. Inyectar  aire conlleva los siguientes inconvenientes: corrosión de pozos, oxidación de petróleo y riesgo de explosión. Se puede inyectar N 2 en lugar de gas natural por  resultar más económico, aun siendo este menos eficiente. El proceso de inundación inmiscible el gas y el petróleo permanecen como fases diferenciadas. El gas invade la roca como una fase no mojante, mediante el desplazamiento del petróleo de los poros más grandes primero. No obstante, cuando cuan do son son misc miscib ible les, s, el ga gass y el petr petról óleo eo form forman an una una fase fase.. Es Esta ta me mezc zcla la habitualmente hace que el volumen de petróleo se dilate, a la vez que se reduce la tensión interfacial entre la fase de petróleo y agua. El des despla plazam zamien iento to med median iante te iny inyecc ección ión de ga gass mis miscib cible le puede puede ser alt altame amente nte eficie efi ciente nte para para la recupe recuperac ración ión de pet petról róleo. eo. Amb Ambos os tip tipos os de iny inyecc ección ión tie tienen nen diferentes efectos físicos sobre el petróleo, los cuales se pueden observar en la siguiente tabla:

 

TABLA 1. EFECTOS FÍSCOS DEL GAS INMISCIBLE Y MISCIBLE.

EFECTOS FÍSICOS

Soporte de presión Mejora en el barrido Reducción de la tensión superfcial Alteración de la mojabilidad Reducción de la viscosidad Dilatación del petróleo Hidrocarburo Hidrocarbu ro  ase única Cambio composicional Factor de recuperación incremental

INYECCIÓN INYECCI ÓN DE GAS INMISCIBLE

INYECCIÓN INYECCI ÓN DE GAS MISCIBLE

H iid d ro ro ca ca rb rb ur uro

CO2

Ni tr tró ge ge no no H iid d ro ro ca ca rb rb ur uro H iid d ro ro ca ca rb rb ur uro WAG

CO2

CO2 WAG

Mo d er erad ad o

Al t o

Mo d er erad ad o

A l tto o

E l m ás al t o

Al t o

Mu y al t o

FUENTE: Schlumberger, s.f.

Porr ejem Po ejempl plo, o, en la inye inyecc cció ión n co con n CO2, CO2, como como se ob obse serv rva a en la Fi Figu gura ra 2, considerando la inyección de un solo pozo durante un período breve de algunos días o semanas (izquierda). En el período de remojo largo, que dura algunas semanas, el gas inmiscible desplaza el petróleo reduciendo su viscosidad y dilata al petróleo. Para hacer producir el pozo aprovechando su incremento de presión y cambio de propiedades. FIGURA 2. FASES DE INYECCIÓN, REMOJO Y PRODUCCIÓN CON CO 2.

FUENTE: Schlumberger, s.f.

 

2.1 

VENTAJAS El gas al ser más liviano que le petróleo, al inyectarse tiende a formar una capa artificial de gas bien definida, aún en formaciones de poco buzamiento. Si la producción se extrae de la parte más baja de la capa, dará como resultado una forma de conservación de energía y la posibilidad de mantener  las tasas de producción relativamente elevadas, recobrando en un tiempo más corto lo que por medio natural requeriría un período más largo. Además, el gas disuelto en el petróleo disminuye su viscosidad y mantiene alta la presión y, en consecuencia, los pozos productores pueden mantener la tasa de producción a un nivel más elevado durante la vida productiva del campo. Si la inyección se realiza en un yacimiento sin capa de gas, el gas inyectado fluye radialmente desde los pozos inyectores y empuja el petróleo hacia los pozos productores.



El ga gass se disp dispon one e en al algu guna nass ár área eass de prod produc ucci ción ón,, ya sea sea de dell mi mism smo o yacimiento que se está explotando o de otras fuentes, y como es un fluido no reactivo con las rocas del yacimiento, puede inyectarse sin presentar mayores dificultades.



Este Es te tipo tipo de re recu cupe pera raci ción ón perm permite ite da darr pa paso so a un méto método do pref prefer erid ido o de disposicón final por organismos oficiales que evitan el desperdicio del gas natu na tura ral.l. Pa Para ra ello ello se su sugi gier ere e alma almace cern rnar arlo lo cuan cuando do no ex exis ista ta me merc rcad ado o disponible alguno o, estacionalmente, cuando la demanda de gas es inferior a la oferta, oferta, prese preservá rvándo ndolo lo para futuros futuros merc mercado adoss .

De igua iguall for forma ma pued puede e

aplicarse después de la inyección de agua, o en combinación con un proceso de inyección de agua, en cuyo se considera un método EOR (Enhanced Oil Recovery).

2.2 

DESVENTAJAS. Si la arena arena del yacim yacimien iento to tiene una perm permeab eabilid ilidad ad diferen diferente te en

var varias ias

secciones, el gas puede pasar rápidamente a través de los estratos de alta permeabilidad a los pozos productores, dejando en el trayecto una buena cantidad de petróleo atarpado en los estratos menos permeables.

 

Los costos son más elevado en comparación con la inyección de agua,

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debido a la instalación y mantenimiento de la planta compresora de gas. Por  lo que es menos rentable la inyección mediante gas. La mojabilidad del gas respecto alagua es mucho menor, lo que dificulta la

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recuperación de petróleo siendo menos eficiente. En la Figura 3 se muestra un esquema del desplazamiento a nivel microscópico dell pe de petr tról óleo eo po porr el gas gas en el medi medio o po poro roso so.. El petr petról óleo eo pu pued ede e pe perm rman anec ecer  er  atrapado dentro de los poros, cuando el agua fluye alrededor del petróleo en una formación mojable por agua. El petróleo conectado a los trayectos de flujo. FIGURA 3. ESQUEMA DEL DESPLAZAMIENTO DE PETRÓLEO POR GAS EN EL MEDIO POROSO.

FUENTE: París de Ferrer, M.; Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos; 2001.

2.3 

FACTORES QUE CONTROLAN INYECCIÓN DE GAS.

LA

RECUPERACIÓN

POR

La tasa de inyección y de producción, en caso de seraltas tasas de Inyección disminuyen la eficiencia del desplazamiento ya que disminuyen el término gravitacional y se favorece la formación de canales de gas.

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Las condiciones de saturación inicial se deben analizar tanto gas y como del agua. En la saturación inicial del gas, si este valor excede el valor crítico dete de term rmin inad ado o de la curv curva a de flfluj ujo, o, la prod produc ucci ción ón de pe petr tról óleo eo es esta tará rá acompa aco mpañad ñada a por la produc producció ción n inm inmedi ediata ata y con contin tinua ua del gas inyect inyectado ado.. Mien Mi entr tras as que que la sa satu tura raci ción ón inic inicia iall de dell ag agua ua.a .all se serr un una a fase fase mó móvi vil,l, la lass

 

ecuaciones de desplazamiento no son válidas ya que existen tres fases fluyendo; sin embargo, es posible hacer aproximaciones si se consideran el agua y el petróleo como una sola fase. 

Las variaciones de las propiedades de las rocas influyen en la recuperación del hidrocarburo, si la roca esheterogenéa disminuye la eficiencia de barrido.



Tiempo óptimo para iniciar la inyección, cuando la presión esta por debajo de la pr pres esió ión n de burb burbuj ujeo eo es el mejo mejorr mo mome ment nto o pa para ra la in inye yecc cció ión. n. La Lass condiciones son las mas favorables porque la saturación de gas libre es mínima para lograr una máxima eficiencia de recobro.

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La razón de viscosidades del petróleo y gas, es preferente la inyección con gas en petróleos de baja viscosidad pues cuando la relación de la viscosidad del gas y del pet petról róleo eo disminu disminuye, ye, el fluj flujo o fraccion fraccional al de gas aum aumen enta ta y la eficiencia de desplazamiento disminuye.

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La segregación gravitacional elevada mantiene el frente de gas uniforme, oponiéndose a las variaciones de permeabilidades y a los valores adversos de la razón de movilidad, obteniéndose así una mayor eficiencia.

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La eficiencia de desplazamiento en la segregación gravitacional del gas es menor respecto al petróleo.



La presión del yacimiento elevadas son las más favorables para que el gas tenga mayor contacto con el petróleo. Para reducir la viscosidad del petróleo y aumentar un poco la viscosidad del gas permitiendo un flujo eficiente del petróleo.

2.4

TIPOS DE INYECCIÓN:

Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos: Inyección de gas interna o dispersa e Inyección de gas externa.

2.4.1

Inyección de Gas Interna o Dispersa:

Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se aplica, por lo general, en yacimientos con empuje por gas en solución, sin capa de gas inicial y donde no hay tendencia a desarrollarse una cap de gas secundaria.

 

EL gas inyectado emerge junto con el petróleo al poco tiempo de haber sido inyectado.

Características: Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y relativamente delgados.La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja. Generalmente, se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección se colocan formando cierto arreglo geométrico con el fin de distribuir  el gas inyectado a través de la zona productiva del yacimiento. Como semuestra en la Figura 4, la selección de dichos pozos y el tipo de arreglo dependen de la configuración de lyacimiento con respecto ala estrcutura , al numero y al aposición de los pozos existentes, de la continuidad de la arena y delas variaciones de porosidad y permeabilidad. FIGURA 4. PATRONES PARA LA INYECCCIÓN DE GAS DISPERSA.

FUENTE: París de Ferrer, M.; Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos; 2001.

Ventajas: 

Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas más apropiadas.

 



La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante el control de la produción e inyección de gas.

Desventajas: 

Genera Gen eralme lmente nte,, la eficie eficienc ncia ia del rec recobr obro o mej mejora ora muy po poco co o nad nada a co como mo

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consecuencia de la posición estrcutral o drenaje por gravedad. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de inyección externa.

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Los canales de gas fromados por la alta velocidad de flujo originan que la eficiencia del recobro sea inferior a loq ue se logra por la inyección externa.



La cant cantid idad ad de po pozo zoss de in inye yecc cció ión n re requ quer erid idos os au aume ment ntan an lo loss co cost stos os de operación y de producción.

2.4.2

Inyección de Gas Externa:

Se refiere a alinyección de gas enla cresta de la estructura donde se encuentra la cpa de gas, bien sea primaria o secundaria (Figura 5). Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregación debido ala influencia de fuerzas de gravedad. FIGURA 5. INYECCIÓN DE GAS EXTERNA.

FUENTE: París de Ferrer, M.; Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos; 2001.

Características: Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace el petróleo.

 

Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales, mayor a 200 mD. Loss po Lo pozo zoss de inye inyecc cció ión n se co colo loca can n de ma mane nera ra qu que e se lo logr gre e un una a bu buen ena a distribución areal del gas inyectado, a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad de pozos requeridos para un determinado yacimiento depende de la inyectividad y de los puntos de inyección que se requieran.

Ventajas: 

La eficiencia de barrido areal es mayor.

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Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores.

Desventajas: 

Requiere buena permeabilidad del yacimiento.

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Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo.



2.5

Las intercalaciones de lutitas son inconvenientes.

MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO: DESPLAZAMIENTO:

La inyección de gas dentro del yacimiento puede aumentar la tasa de flujo de petróleo debido a los siguientes mecanismos:

Reducción de la viscosidad: el gas inyectado se disuelve en el petróleo crudo y reduce su viscosidad y, por lo tanto, la resistencia al flujo cerca del pozo de inyección también se reduce. De esta manera, se forma un banco de petróleo de menor viscosidad alrededor del pozo. Sólo se requieren reducciones moderadas para lograr los beneficios de este meca me cani nism smo, o, pero pero,, pa para ra qu que e es esto to oc ocur urra ra,, la efic eficie ienc ncia ia de dell co cont ntac acto to de dell ga gass inyectado y el petróleo debe ser buena.

Aumento de la energía del yacimiento: el gas inyectado aumenta la energía del yacimiento, efecto transitorio que dura un cort co rto o titiem empo po,, lo cual cual pued puede e se serr el pr prin inci cipa pall efec efecto to cu cuan ando do lo loss pe perio riodo doss de inyección de gas son cortos.

Eliminación de depósitos sólidos:

 

La tasa de flujo de petróleo aumentará al eliminar, del pozo inyector o de las zonas adyacentes del yacimiento, los depósitos sólidos de hidrocarburos como asfáltenos. Sin embargo, el flujo de petróleo se reducirá como consecuencia del aumento de la saturación de gas.

Vaporización: En algunos casos este mecanismo puede ser el causante que se produzcan cantidades adicionales de petróleo por recuperación secundaria: una porción del petróleo contactado por el gas seco inyectado se vaporiza y se mueve hacia los pozos productores en fase de vapor.

2.6

APLICACIÓN EN BOLIVIA.

2.6.1

Campo Yapacaní.

El campo Yapacani es productor de gas y condensado, está ubicado en la provincia Ichilo del Departamento de Santa Cruz de la Sierra, a una distancia de 125 Km. al noroeste de la ciudad de Santa Cruz. La inyección de gas en el campo Yapacani, se la efectúa principalmente con el propósito de almacenar el gas con alto contenido de C0 2 producido del reservorio Sara y cuando el requerimiento de gas del mercado disminuye, esto también permite obtener una mayor recuperación del condensado que está asociado a la producción de gas de este reservorio. FIGURA 6. INYECCIÓN DE GAS EN EL POZO YPC – 10.

 

La inyección de gas acumulada en el periodo de sep/2008 @ sep/2009 han sido de 2716.2 MMpc (7.44 MMpcd), el cual no ha excedido al aprobado por YPFB (8 MMpcd). En el gráfico adjunto se observa que la inyección de gas durante este periodo.

2.6.2

Campo Río Grande.

 A este campo se aplicó recuperación secundaria por lo que se inyectó gas natural en el reservorio Taiguati. Se aplica la inyección de gas al casquete y se quiere que se mantenga la presión debido a la segregación gravitacional positiva que se presenta con el favor de la permeabilidad vertical. La inyección de gas natural se efectuó anteriormente de la siguiente manera: 

Petaca, no fue sometido a inyección hasta la fecha.



TaiguatiWs, se inyectó por un periodo corto en 1972.



TaiguatiWm, se inyectó entre 1972 - 1973.



Taiguati Y, producción continúa desde 1968, con inyección desde 1969.



Tupambi, producción continua desde 1968, con inyección desde 1969, conla variante que el ciclaje fue esporádico.

Para esto se seleccionó arreglos de 5 pozos en cada caso. Secuenta con un solo pozo inyector de gas (RGD-41LL) habilitado en el reservorio Escarpment. En la gráfica adjunta se muestra los caudales de inyección de gas desde el 18/09/2008 @ 18/09/2009. FIGURA 7. INYECCIÓN DE GAS EN POZO RGD – 41L.

 

Como se observa en el gráfico, el caudal inyectado ha sido muy puntual (dos días), teniendo un volumen total de gas inyectado en el año de 2.99 MMpc (0.0082 MMPcd). El caudal no excede al caudal autorizado por YPFB de 0.041 MMpcdMpcd.

2.6.3

Campo Víbora.

El campo cuenta con 3 pozos habilitados para inyección de gas al reservorio Yantata. (VBR-11L. 13 y 16L). La inyección de gas en dichos pozos no ha sido continua, ya que solo se inyecta gas cuando se tiene problemas en las l as turbinas de Transredes y/o bajas demanda de mercado de gas que fue desde Sep/2008 a Sep/2009.

2.6.4

Campo Vuelta Grande.

El campo fue descubierto en 1978. Inicialmente se explotó mediante agotamiento natu na tura ral.l. Sin Sin emba embarg rgo, o, a part partir ir de 1985 1985 se in inst stal alar aron on comp compre reso sore ress pa para ra la inyecc iny ección ión de gas con el objet objetivo ivo de ma mante ntener ner la pre presió sión n de los reser reservor vorios ios productores. El método de inyección es el aplicado al casquete de gas o llamado también por  segre se gregac gación ión gravit gravitaci aciona onal,l, est esto o de debid bido o a las for formac macion iones es mic micro ro fra fractu cturad radas as presentes que hacen más alta la permeabilidad vertical.

BIBLIOGRAFÍA: 

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https://es.slideshare.net/rommelortiz21/cied-pdvsa https://es.slideshare.ne t/rommelortiz21/cied-pdvsa-recobro-adicional-de-recobro-adicional-depetrleo-por-mtodos-convencionales