Agua
- Salinidad preferiblemente baja.
Litología
- Areniscas preferiblemente.
- Se deben evitar las calizas con alta
porosidad.
Factores Favorables
- Condiciones apropiadas para La inyección de
agua. - Alta saturación del petróleo móvil.
- Alto capacidad de almacenamiento.
Factores Desfavorables
- Fracturas extensivas.
- Empuje fuerte de agua.
- Capa de gas.
- Alto contraste de permeabilidad.
- Agua de formación altamente
salina. - Problema de inyectabilidad severo.
- Alto contenido de arcilla y calcio.
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL USO DE
POLÍMEROS
Ventajas de polímeros
- Mejoran el barrido vertical
- Son muy viscosas cuando son altamente
diluidas. - Mejora la razón de movilidad agua-petróleo.
- Son los más aplicables en pruebas de
campo. - Factor económico
Desventajas de polímeros
- Son sensibles a la salinidad.
- Taponamiento que se origina en la
formación. - Es muy susceptible al ataque bacterial.
- Son muy costosas al momento de tener problemas.
- Efecto de esfuerzos y altas
temperaturas - Agua de alta calidad
CRITERIOS
PARA LA SELECCIÓN DE POZOS DESTINADOS A INYECCIÓN
DE POLÍMEROS.
La optimización del desarrollo de
un reservorio requiere de muchas evaluaciones que involucren
diferentes combinaciones de las variables de
decisión, tal como las propiedades del reservorio,
localización de pozos y parámetros de cronograma de
producción, que permitan lograr finalmente
la mejor estrategia
económica.
Antes de iniciar la recuperación asistida, el
operador debe recoger tanta información como le sea posible acerca del
pozo y del estatus y de las condiciones de saturación del
reservorio. Este estudio se realiza mediante ensayos que
involucran técnicas
analíticas y geológicas acerca de la morfología
del terreno. Toda esta cadena de información fundamenta
las bases racionales para la predicción de reservas
recuperables de petróleo mediante las distintas
técnicas que puede involucrar una recuperación
asistida. Los procedimientos de
recuperación involucran la inyección de compuestos
químicos disueltos en agua, inyección de gases
miscibles en alternación con las aplicaciones de agua, la
inyección de las denominadas micellar solutions (que son
microemulsiones compuestas por surfactantes, alcoholes y
aceites crudos.), la inyección de vapor, y la combustión in-situ.
Quizás el dato más crítico acerca
de la recuperación asistida es la saturación de los
reservorios de petróleo. El inversionista debe evaluar la
recuperación estimable de petróleo por
aplicación de la recuperación asistida en función de
los gastos que se
generaran a consecuencia de la implantación de esta
técnica, o de los estudios que se deben realizar, o de los
equipos nuevos que se deben adaptar a las instalaciones
existentes. La elección del proceso
también se halla relacionada con la cantidad de
petróleo que se estima en el lugar, la profundidad del
reservorio, la viscosidad del
crudo.
Es responsabilidad del Ingeniero y Geólogo,
elaborar un programa de los
requerimientos de datos durante la
vida de un yacimiento; como y cuando estos datos deben ser
recolectados. El detalle de este programa debe ser modificado
continuamente a medida que se gane más conocimiento
sobre el reservorio.
Para la selección
de un pozo destinado a la inyección de aditivos
químicos (polímeros) se deben tomar en
cuenta:
1. Límites
del campo y geometría del reservorio.
2. Propiedades de la roca.
3. Localización de los contactos
gas/petróleo y agua/petróleo si estuvieran
presentes.
4. Características de los fluidos del
reservorio.
5. Condiciones de presión y
temperatura
inicial del yacimiento.
6. Profundidad de la arena prospectiva.
7. Saturación de fluidos en el medio
poroso.
Una vez conocidos todos estos parámetros, se
procede a la elección del tipo de completación
más idónea para la inyección de
polímeros. En caso de existir un pozo productor
abandonado, para ahorrar gastos este puede ser usado con tal
fin.
Generalmente el tipo de completación utilizada es
una completación sencilla, debido a los bajos costos que esta
representa. Otro tipo de completación implicaría
gastos innecesarios. Cabe resaltar, la tubería de
inyección debe ser altamente resistiva a la corrosión; debido a que se están
inyectando compuestos químicos que deterioran
rápidamente la misma.
A continuación se muestra el tipo
de completación más utilizado:
PROBLEMAS ASOCIADOS A ESTOS PROCESOS DE
RECUPERACIÓN MEJORADA
Los métodos
químicos de recuperación mejorada involucran la
inyección de un fluido o de varios fluidos de alta
complejidad química. Al estar
estos fluidos en contacto con el
petróleo y el sólido del yacimiento, los cuales
han estado en
equilibrio
físico-químico durante millones de años con
la salmuera connata, pueden producirse varios fenómenos de
transferencia de masa: adsorción, intercambio
iónico, entre otros.
Al desplazarse estos fluidos en el yacimiento pueden
además producirse fenómenos de no-equilibrio. Todos
estos fenómenos complican considerablemente el problema de
obtención y el mantenimiento
de una formulación óptima a lo largo del proceso,
que ya no es muy simple aún en un tubo de ensayo cuando
se controlan todas las variables.
El tapón de polímeros es mucho más
sencillo desde el punto de vista físico-químico que
el tapón de surfactante.
Sin embargo los polímeros son también
susceptibles de precipitarse, formar nuevas fases al contacto del
tapón de surfactante, adsorberse en la roca, o ser
retenido por filtración en los poros
pequeños.
Además se debe considerar que una molécula
de polímero hidrosoluble que se desplaza con su fluido
solvente está sometida a esfuerzos de cizallamiento al
atravesar cada poro, y eso millones de veces consecutivamente.
Ese "mal" tratamiento puede producir la ruptura de la cadena
polimérica, resultando ésta en una
degradación del polímero y una disminución
de su efecto viscosificante.
LOS POLÍMEROS PUEDEN SER USADOS EN LA
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DE TRES
MANERAS.
- En tratamientos en pozos cercanos para mejorar la
performance de los inyectores de agua o los bombeadores de
agua, mediante el bloqueo de zonas de alta
conductividad - Como agente que puede unir zonas de alta
conductividad en las profundidades del reservorio. - Como agente que reduce la movilidad del agua o el
radio de
movilidad del agua/petróleo.
El primer modo no es realmente una inundación por
polímeros debido a que el verdadero agente del
petróleo no es el polímero. Realmente la
mayoría de las técnicas de recuperación
asistida por polímeros están orientadas en el
tercer modo.
La movilidad decrece en una inundación por
polímeros por la inyección de agua que contiene un
gran peso molecular (polímero soluble en agua). Las
interacciones con la salinidad son importantes, particularmente
para ciertas clases de polímeros. Virtualmente todas las
propiedades de las inundaciones químicas dependen de la
concentración de iones específicos más que
de la salinidad solamente. La fase acuosa que contiene solamente
cationes divalentes (dureza) y más critica a las
propiedades químicas que las mismas concentraciones de
T.D.S..
Porque del gran peso molecular (1 a 3 millones) solo una
pequeña cantidad alrededor de 500g/m3 de
polímero llevaran a cabo un sustancial aumento en la
viscosidad del agua.
USOS DE LAS SOLUCIONES
POLÍMERAS PARA INCREMENTAR LA RECUPERACIÓN DE
PETRÓLEO O REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE
AGUA.
1. Tratamiento con polímeros cerca al pozo ha
sido efectuado en pozos de producción e inyección.
Los tratamientos en pozos de producción son
diseñados para reducir el flujo de fluidos desde zonas que
producen cantidades excesivas de agua.
Los tratamientos en pozos de inyección son
diseñados para reducir el volumen de agua
que ingresa a zonas de alta permeabilidad.
2. Soluciones polímeras que son usadas para
taponar zonas de alta permeabilidad a una distancia prudencial
del pozo. Esta técnica involucra la inyección de la
solución polímera con un catión
metálico inorgánico que efectuará una
unión (cross-link) entre las moléculas del
polímero inyectado y las moléculas que rodean la
superficie de la roca.
3. Las soluciones polímeras pueden ser inyectadas
con el propósito de reducir la movilidad de los fluidos
desplazantes, para así mejorar la eficiencia a la
cual el petróleo del reservorio es desplazado. Esta
aplicación es la que se describe a
continuación.
Los polímeros tales como las
poliacrilamídas o polisacáridos se pueden adicionar
al agua de inyección. Proyectos
típicos requieren de 2 a 3 lb., de polímero por
barril de petróleo producido.
Ya que muchas veces el agua de
formación afecta a los polímeros adversamente, la
solución polímera es frecuentemente precedida por
una solución de baja salinidad (preflush). La
solución polímera es usualmente inyectada como un
slug, seguido por una agua de baja salinidad, y con agua de alta
salinidad usada para desplazar el agua de baja salinidad. Este
procedimiento
se realiza para reducir la mezcla de la solución
polímera con agua de alta salinidad. Para disminuir el
contraste de movilidad entre la solución polímera y
el agua detrás de esta, la concentración
polímera puede ser gradualmente reducida al final del
slug.
El efecto primario del polímero es hacer densa al
agua de tal manera que sea más eficiente en desplazar el
petróleo. La inyección polímera
probablemente no reduce la saturación residual del
petróleo, pero reduce la cantidad de agua que debe ser
inyectada antes de alcanzar la saturación
residual.
El uso de polímero también puede
incrementar el porcentaje del patrón de inyección
que es barrido por el fluido inyectado. Algunos procesos usan un
slug surfactante (solución micellar) adelante de la
solución polímera. Los requerimientos
típicos de químicos para este proceso son de 15 a
25 lb, de surfactante por lb, de petróleo producido. Los
surfactantes reducen la tensión interfacial tal que la
saturación residual del petróleo se
reduce.
FACTIBILIDAD DE MANUFACTURA DE
POLÍMEROS PARA LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE CRUDOS
UTILIZANDO MATERIAS PRIMAS NACIONALES.
La industria
petrolera venezolana hace un esfuerzo cada vez mayor en
investigar e implantar sistemas no
convencionales, para recuperar el petróleo remanente en
los yacimientos. Entre los distintos métodos de
recuperación mejorada de crudos se encuentra el de
inyección de polímero, el cual se fundamenta en el
aprovechamiento de la viscosidad de soluciones acuosas de
polímeros para controlar la movilidad de los fluidos, en
la formación geológica.
Polímeros De Mayor Uso
Comercial
En este tipo de inyección, los polímeros
más utilizados se pueden agrupar en dos
familias:
- Poliacrilamidas:
Las poliacrilamidas son polímeros solubles en
agua, con pesos moleculares que oscilan entre valores de
104 y 12×106. Su solución acuosa
no es corrosiva para acero y
produce altas viscosidades a bajas concentraciones del producto, es
sensible a la presencia de sales minerales y no
soporta esfuerzos mecánicos. Además de su
aplicación en la industria petrolera, las policrilamidas
tiene multiples usos, tales como: floculante en el tratamiento
de agua negras, hidroseparación en la industria minera y
clarificación de jugo de caña. Igualmente es de
mucha utilidad en la
industria textil, industria del papel y otras como la
farmacéutica, alimenticia y la agricultura.
Manufactura:
Básicamente la poliacrilamida es un producto
que tiene como materia
prima inicial al gas natural,
del cual se obtiene el propileno y el amoníaco mediante
procesos usuales de industria petroquímica. Estos productos
obtenidos mediante una reaccion con oxigeno a
una temperatura entre 425 y 510 °C producen el
acetonitrilo, el cual dará origen a la archilamida, y
esta a ves a la poliacrilamida. Las poliacrilamidas se pueden
obtener en forma sólida, liquida, siendo la forma
sólida la mas recomendable para su fabricación,
debido a sus ventajas de facilidad de transporte,
menor riesgo de
contaminación del producto y mayor
periodo de almacenamiento.
La archilamida es el compuesto básico para la
producción de polímeros, y para la
obtención de ambos se requiere adicionalmente
ácido sulfúrico, urea e hidróxido de
sodio, los cuales son producidos en el país, y el
persulfato de potasio y el bisulfito de sodio que proceden del
exterior. La tabla Nro 1 resume las materias primas necesarias
para la producción de acrilmidas y poliacrilamidas. En
la tabla Nro 2 se muestran las cantidades de cada uno de los
componentes necesarios para el proceso de
polimerización.
- Goma Xantano:
La goma xantano es un polisacárido que tiene
como características resaltantes la estabilidad frente a
sales minerales, y su resistencia a
los esfuerzos mecánicos. El peso molecular de esto
polímeros s normalmente entre 1 y 3 millones, sin
embargo, se pueden formar asociados moleculares que pueden
alcanzar los 10 millones. Es un compuesto sumamente
pseudoplastico y moderadamente resistente a la temperatura.
Tiene diversas aplicaciones tanto en la industria petrolera en
la recuperación de crudos, y en fluidos de
perforación como en otras industrias,
tales como la alimenticia, farmacéutica y
cosmética.
Manufactura:
La goma xantano es el producto del metabolismo
de carbohidratos por parte de un microorganismo xanthomona, cuya variedad mas
efectiva en la producción del polisacarido es la
xanthomona campestris.
En el país se encuentran microorganismos del
tipo antes citado, al igual que las fuentes de
carbohidratos necesarios como materia
prima para su transformación, tales como: glucosa,
azúcar de caña o remolacha,
melasa, vinasa, avena, harina de cereales y arroz.
La velocidad de
fermentación de la harina de arroz a
glucosa es alta, por lo que conviene utilizar este componente
como nutriente para los organismos, aunque bien pudiera servir
otro producto que económicamente estuviera en mejor
posición que el arroz o que simplemente fuera factible
su aprovechamiento.
Las etapas que comprende el proceso de
fabricación están indicadas en la figura Nro 3 y
los requerimientos de la principal materia prima se muestran en
la figura Nro 4. en la primera fase se mezclan la harina d
arroz con agua para producir la hidrólisis del almidon
de arroz, mediante la adición de las
encimas α-amilasa y almiloglucosidasa, ajustando el
pH
gradualmente hasta un valor de
4,5. Posteriormente se procede a la
preparaciσn del sustrato y la
inoculación del cultivo microorgánico para la
obtención del caldo fermentado. La etapa final
corresponde a la precipitación, separación y
secado del producto. La tabla Nro 3 contiene la
información básica sobre los componente
necesarios para la producción de goma
xantano.
INFRAESTRUCTURA DE POLIACRILAMIDAS.
VÍAS DE PRODUCCIÓN DE
POLIACRILAMIDAS.
Sólido
Líquido
ETAPAS EN LA MANUFACTURA DE GOMA
XANTANO.
MATERIA PRIMA PARA LA PRODUCCIÓN DE
XANTANO.
Materia | Especificación | Procedencia |
Arroz | Tipo I Tipo II Tipo III Filipino | Turén Guanare Acarigua Calabozo |
Xanthomonas Campestri | ———— | Venezuela |
Amilasa | ———— | Dinamarca U.S.A. Curazao |
Glucosa | Dextosa | Alemania China Contin U.S.A. |
KOH | Sólido | U.S.A. |
MgSO4 | Cristalino 17 % Técnico monohidratado | U.S.A. Alemania Puerto Cabello |
NO3NH4 | 33.5 % de N grado de fertilizante | U.S.A. Canadá |
CaCl2 | ———— | U.S.A. |
MATERIAS PRIMAS NECESARIAS PARA LA PRODUCCIÓN
DE ACRILAMIDA Y POLIACRILAMIDA.
Material | Especificación | Procedencia |
Propileno | ———- | El Tablazo |
Amoníaco | Anhidro Grado refrigerado | Morón El Tablazo |
Hidróxido de Sodio | Solución (50%) Escamas | El Tablazo |
Archilamida | Sólida | U.S.A. |
Urea | Técnica | Morón |
Persulfato de Potasio | Técnico | U.S.A. |
Bisulfito de sodio | Anhidro Solución (38%) | U.S.A. |
REQUERIMIENTOS DE MATERIA PRIMA PARA LA
PRODUCCIÓN DE POLIACRILAMIDA.
Materia | Cantidad Requerida (%) |
Persulfato de Potasio | 0.2 |
Hidróxido de Sodio | 10.1 |
Urea | 0.6 |
Sulfato de Sodio | 0.1 |
Nitrógeno | 26 |
Archilamida | 63 |
ECUACIONES QUE
DESCRIBEN EL PROCESO DE INYECCIÓN DE POLÍMEROS Y
PERMITAN REALIZAR LA SIMULACIÓN
Modelo Matemático
La formulación general y las ecuaciones de
balance del modelo son
resueltas de la siguiente manera:
- Realiza balance de masa para cada
especie. - Resuelve la ecuación de presión de la
fase acuosa haciendo un balance de masa general sobre el
volumen ocupado por los componentes (agua, petróleo,
polímetro). Las presiones de las otras fases son
calculadas al incluir el efecto de la presión capilar
entre las fases. - Resuelve la ecuación de balance de
energía.
- Se modelan un máximo de 4 fases, de las
cuales una corresponde a un gas simple identificada (= 4) y
las otras tres fases liquidas, a saber: acuosa (=1), oleica
(=2), y microemulsion (=3), las cuales depende de las
cantidades relativas y la concentración efectiva de
electrolitos (salinidad) del medio de la fase. - Las ecuaciones de flujo permiten compresibilidad en
los fluidos y la roca, dispersión y difusión
molecular, reacciones
químicas, y comportamiento de la fase, y son
complementadas mediante relaciones constitutivas.
Se establecen las siguientes restricciones para
resolver el sistema de
ecuaciones de flujo:
- Equilibrio termodinámico local, excepto para
marcadores y para la disolución de componentes
orgánicos. - Inmovilidad de las fases
sólidas. - Dispersión de Fisk (dispersión
molecular por gradientes de
concentración). - Mezcla idealizada.
- Ley de Darcy.
Como condición de contorno, se establece que no
hay flujo de fluido ni flujo disperso a través de los
bordes impermeables.
Ecuación de conservación de la
masa
- La conservación de masa para el componente K
aplica la ley de Darcy,
es expresada en termino del volumen total del componente K
por unidad de volumen
Donde el volumen total del componente K por unidad
de volumen es la suma del volumen ocupado en todas las fases,
incluso de las fases adsorbidas.
Para k=1,….nc
Donde ncv repre4senta el numero de
volumen ocupado por los componentes; np el numero
total de fases; es la concentración absorbida de la especie k;
es la
densidad
del componente puro k a la presión de referencia de la
fase (PR), con respecto a su densidad a la
presión de referencia (PRO), normalmente
tomando a condiciones de superficie (1atm).
- Se asume un mezclado ideal y una compresibilidad
pequeña y constante ( Ckº) y se
expresa como:
El flujo de dispersión tiene la forma de la
ecuación de Fick:
En esta expresión, el tensor de
dispersión ( ) incluye el efecto de la
dispersión molecular (DKL) y es calculado
mediante (Bear, 1879) como sigue:
Donde es la dispersión longitudinal de la fase
; es la
dispersión transversal de la fase ; es el factor de
torsión establecido como (>1);, son las componentes
del flujo de darcy en la fase y es la función delta de
Kronecker.
- la magnitud del vector de flujo para cada fase es
calculado de la siguiente manera:
Aplicando la ley de Darcy, la velocidad de la fase
resulta:
Donde se define como el tensor de permeabilidad
intrínseco; h es la profundidad vertical, la
permeabilidad relativa es definida como , la viscosidad de
la fase y
la densidad especifica .
- El termino fuerte Rk es una
combinación de los términos de todas las tasas
para un componente en particular, y puede ser expresado de la
siguiente manera:
Donde Qk es la tasa de
inyección/producción para el componente k por
el volumen total; es la tasa de reacción para el componente k en
la fase y en
la fase solidas respectivamente. Las ecuaciones de flujo
utilizado para las direcciones y y z, son análogas a
las aplicadas para la direcciones x.
Ecuación de balance de
Energía
- La ecuación de balance de energía es
desarrollada a partir de la suposición de que la
energía es solo función de la temperatura y el
flujo energético en el yacimiento ocurre
únicamente mediante adverccion y conveccion de
calor. La
ecuación resulta:
Donde T es la temperatura del yacimiento; y son los calores
específicos a volumen constante del sólido y la
fase ;
es el calor
específico a presión constante de la fase
y es la conductividad
térmica, todas estas propiedades se asumen
constantes.
A su vez qh es el término fuerte de
entalpía para el volumen total y QL son las
perdidas de calor hacia los bordes superior e inferior de la
formación o el sólido, calculadas mediante el
método
de perdidas de calor de Visomen y Westerveld (1980).
Ecuación de Presión
La ecuación de presión es desarrollada
como sigue:
- Se hace una sumatoria de las ecuaciones de balance
de masa sobre todo el volumen ocupado por los
componentes. - Se sustituyen los términos de flujo de la
fase por la ley de Darcy para flujo multifasico. - Se establece la definición de presión
capilar. - Se especifica que
- Para realizar los cálculos, se utiliza la
primera fase (acuosa) como presión de referencia,
así:
Donde es la permeabilidad relativa del componente k en la
fase , y la
permeabilidad relativa total se calcula mediante la
expresión .
- La compresibilidad total Ct, es la suma
del peso volumétrico de la roca o matriz
sólida (Cr) y de los componentes
compresibles (Ckº) presentes en el
yacimiento:
La porosidad se calcula en base a la presión y
porosidad de referencia mediante la
expresión:
.
TEORÍA DE DESPLAZAMIENTO O DE BUCKLEY Y
LEVERETT:
Ecuación de flujo fraccional
Caso I: Avance horizontal del frente de
invasión en yacimientos horizontales
ECUACIÓN: En este caso
α=0Ί y, además, se considera que
los efectos capilares son muy pequeños,
∂Pc/∂x→0
Caso II: Avance del frente de invasión
buzamiento arriba
Ecuación: En este caso
α >0Ί y ∂Pc
Caso III: Avance vertical del frente de
invasión
Ecuación: En este caso
α=90Ί, sen(α)=1 y
∂Pc/∂x→0
Claudio Márquez
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