producción de hidrocarburos

7/21/2019 Producción de Hidrocarburos

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Mecanismos De Producción

Cuando el yacimiento produce de una forma natural sin necesidad de aplicarle algún tipo de

mecanismo de recuperación, se dice que producimos el yacimiento por recuperación primaria,cuando el yacimiento produce por la inyección de otros fluidos con la intención de ejercer

movilidad al petróleo en el yacimiento se dice que estamos produciendo con método de

recuperación secundaria, y sí alteramos las propiedades físicas y químicas del hidrocarburo se

dice que es una recuperación terciaria.

• Flujo natural

• Flujo artificial

Flujo Natural

Un pozo produce por flujo natural o recuperación primaria, cuando el yacimiento tiene la

suficiente energía como para llevar el fluido desde la roca hasta el cabezal de pozo. Con el

mecanismo de recuperación primaria, el gas y el agua de formación empujan el petróleo a la

superficie.

Existen diferentes métodos de recuperación primaria, entre los cuales encontramos:

• Casquete o empuje de gas

• Gas disuelto

• Empuje por gravedad

• Empuje hidrostático

Casquete O Empuje De Gas

Consiste en una invasión progresiva de la zona de crudo por gas, acompañada por un

desplazamiento direccional del crudo fuera de la zona de gas libre y hacia los pozos

productores. Al estar por debajo de la presión de burbuja y tener una capa de gas, al reducir la

presión y por diferencias de densidades el gas que se libera del petróleo junto con el gas que

se encontraba originalmente en el yacimiento, generan una especie de pistón que empujará

nuestro petróleo hacia zonas de menor presión que será nuestro pozo.



CARACTERISTICAS TENDENCIAS

viscosidad baja

Gravedad API alta

Densidad Existe una gran diferencia entre la densidad del crudo y la delgas

Recuperación esperada 20 al 40 % del OOPI

Gas Disuelto

En este tipo de mecanismo el empuje se genera gracias a la expansión y liberación de gas

disuelto en el petróleo. A medida que se reduce la presión en el yacimiento el volumen de

petróleo se comienza a expandir hasta alcanzar el punto de burbuja, una vez allí comienza

la liberación de gas, en una primera etapa son burbujas de gas aisladas que todavía no formanuna fase continua, al continuar la diminución, el gas alcanza la saturación crítica y pasa a

formar una fase continua y por efectos de la permeabilidad el gas empuja el petróleo hacia el

pozo.

:

CARACTERISTICAS TENDENCIAS

Presión del reservorio Declina rápida y continuamente

GOR de la superficie Primero es bajo, luego se eleva hasta un máximo y luego cae

Producción de agua Ninguna

Comportamiento del pozo Requiere bombeo desde la etapa inicial

Recuperación esperada 5 al 30 % del OOIP

Empuje Hidráulico

Generalmente en este tipo de yacimientos no existe capa de gas y se encuentra un acuífero

asociado al yacimiento. La producción se genera mediante el desplazamiento que genera el

agua sobre el petróleo, este proceso se da debido a que el volumen de agua que se encuentra

en el yacimiento es restituido de una manera natural, esto ayuda a mantener la presión en el

yacimiento. Este es el mecanismo más eficiente de producción natural llegando a tener un

factor de recobro de hasta 60% y 70% incluso más.



CARACTERISTICAS TENDENCIASPresión del reservorio Permanece alta

GOR de la superficie Permanece bajoProducción de agua Inicia muy temprano e incrementa a cantidades apreciables.Comportamiento del pozo Fluye hasta que la producción de agua es excesiva.Recuperación esperada 10 al 70 % del OOIP

Empuje por gravedad

Este tipo de mecanismo se genera por efectos de gravedad y densidad de los fluidos que se

encuentran en el yacimiento. Generalmente nuestros yacimientos podemos encontrar tres

tipos de fluidos agua, petróleo y gas, el gas por ser menos denso y por condiciones

estructurales junto con características de la roca como la permeabilidad, podremosencontrarlo en la parte superior del yacimiento es decir lo más cercano a la superficie,

dependiendo delas características de nuestro petróleo, generalmente se encuentra ubicado

entre la capa de gas y el volumen de agua en el nuestro yacimiento.

CARACTERISTICAS

TENDENCIAS

GOR de la superficie El GOR varia con la estructuraviscosidad bajaPresión Se mantiene aparentemente constante

Flujo Artificial

Estos tipos de procesos se llevan a cabo cuando el pozo no es bastante eficiente, es decir, elpozo no tiene la presión suficiente como para sacar a superficie el crudo por sus mismos



medios

Mecanismo Ventajas Desventajas

BombeoMecánico

Costos bajos de implementación. Prácticamente puede ser usado durante

toda la vida productora de un pozo. Instalación simple y rápida. Relativamente bajo mantenimiento. Componentes fácilmente

intercambiables.

Susceptible de presentar bloqueo por excesivo gas libreenla bomba.

Es propenso a taponarse si el crudo presenta sedimentos. Su limitación radiase en la profundidad que pueden tener

los pozos, y su desviación en el caso de los pozosdireccionales.

Cuando no se usan varillas de fibra de vidrio laprofundidad puede ser una limitante.

Alta contaminación auditiva y visual.Bombeo DeCavidadProgresivo

Producción de fluidos altamenteviscosos (2000-500000) cent poises.

El crudo puede presentar sedimentos locual no afecta la bomba.

Los costos de transporte son tambiénmínimos, la unidad completa puede sertransportada con una camioneta.

Ausencia de válvulas que evitan

desgaste o bloqueos de partes móviles.

Resistencia a la temperatura de hasta 280°F o 138°C(máxima de 350°F o 178°C).

Alta sensibilidad a los fluidos producidos (elastómerospueden deteriorarse por el contacto con ciertos fluidos porperiodos largos de tiempo).

Desgaste por contacto entre la varilla y la cañería deproducción en pozos direccionales y horizontales.

Gas Lift • El gas usado (usualmente CO2 o N2 ) noreaccionan con el crudo, son gasesinertes.

• Es útil en pozos profundos• Equipos de fondo económicos.• Pozos con producción de arena y

profundos• Manipula grandes volúmenes en pozos

de alto índice de producción (Gas liftcontinuo) (+50 000 bpd).

• Medianamente flexible. Puede serconvertido de continuo a intermitente.

• Su fuente de poder puede estar

remotamente localizada.

• Costoso proceso debido a la gran cantidad de gas que sedebe utilizar

• Equipos costosos en superficie.• Se usa en pozos con índice de productividad alto y presión

de fondo alta• Se requiere una fuente de gas de alta presión.

BombeoElectrosumergible

Los costos de levantamiento paragrandes volúmenes son bajos.

Es usado en pozos verticales ydesviados.

Este tipo de instalaciones no impactafuertemente en las zonas urbanas.

Puede ser manejado en pozos congrandes cortes de agua y baja relacióngas- líquido.

Alta resistencia en ambientes corrosivosdentro del hoy.

Es imprescindible la corriente eléctrica, se requiere dealtos voltajes.

Los cables se deterioran al estar expuestos a altastemperaturas.

No es recomendable usar cuando hay alta producción desólidos.

BombeoHidráulico

• Caudales de producción de 100 hasta 15.000 BDPajustables en la superficie, del 20 a 100% decapacidad.

• Profundidades de operación mayores de15.000 pies.

• L as b om ba s d e d es pl az am ie nt opositivo pueden lograr máximovolumen de desagüe remanente.

• Las bombas de chorro manejan altasrelaciones de gas/petróleo, y fluidosdelpozo que son arenosos, corrosivos ode alta temperatura.

• Uso del agua o crudo producidocomo fluido de potencia

• Equipos de superficie costosos• Se requiere una fuente de alta presión.•



Bombeo Mecánico



Es un procedimiento de succión y transferencia casi continua del petróleo hasta la superficie,considerando que el yacimiento posee una determinada presión, la cual es suficiente para queel petróleo alcance un determinado nivel en el pozo.

Funcionamiento

La bomba se baja dentro la tubería de producción y se asienta en el fondo con el uso deempacaduras. La bomba es accionada por medio de las varillas que le transmiten elmovimiento desde el aparato de bombeo (éste consta de un balancín al cual se le transmite elmovimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, éstas se accionan a través de unacaja reductora movida por un motor).

El balancín de producción imparte un movimiento de sube y baja a la sarta de varillas desucción que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o de educción, acierta profundidad del fondo del pozo.

La válvula fija permite que el petróleo entre al cilindro de la bomba. Por un lado en la carreradescendente de las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la válvula viajera para que el

petróleo pase de la bomba a la tubería de educción. Por el otro, e En la carrera ascendente, laválvula viajera se cierra para mover hacia la superficie el petróleo que está en la tubería y laválvula fija permite que entre petróleo a la bomba. La repetición continua del movimientoascendente y descendente mantiene el flujo hacia la superficie.

Bombeo De Cavidades Progresivas



La idea de bombas helicoidales es desarrollada a finales de los años 20 por Rene Moineau. Yes entonces cuando se da a conocer la llamada bomba (PCP) por su nombre progressingcavity puma dicha bomba está constituida por dos piezas longitudinales en forma de hélice lascuales se conocen como estator y rotor uno gira permanentemente dentro de la otra que estafija.

El rotor metálico que es la pieza interna y está conformada por una sola hélice.El Estator es la parte externa y está constituida por una camisa de acero revestidainternamente por una goma o elastómero moldeado en forma de hélice a manera de engranarcon la hélice del rotor.

Este sistema de bombeo radica su importancia en la industria petrolera en el manejo de crudospesados es decir con una alta viscosidad. Es en 1979 cuando operadores de yacimientosaltamente viscosos y con un alto contenido de arenas, ubicados en Canadá realizan lasprimeras experiencias con PCP y a partir de este momento empezaron a implementarse en laindustria con gran rapidez al igual que se comenzó a desarrollar avances en mejoras de losmateriales que conforman la bomba de cavidad progresiva.

Funcionamiento

El estator y el rotor no son concéntricos y el movimiento del rotor es combinado uno rotacionalsobre su propio eje y otro rotacional en dirección opuesta alrededor del eje del estator. Lageometría del conjunto es tal que forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre si.Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde elfondo del estator hasta la descarga por succión. De manera que se tiene un desplazamientopositivo en cavidades progresivas.

Actualmente el sistema de bombeo por cavidad progresiva es aplicado para:

Producción de petróleos pesados y bitumines menores a los 18API Producción de crudos medios y livianos con limitaciones por el contenido de H2S.

Producción de crudos con altos contenidos de agua y altas producciones brutas enrecuperación secundaria.

Con respecto a los demás sistemas de bombeo, este presenta una alta eficiencia comúnmenteentre el 50% y 60 %, lo que lo hace muy ventajoso.



Levantamiento Artificial Por Gas Lift

El principio del LAG es reducir el peso de la columna hidrostática inyectando gas dentro delpozo (puede ser al anular o al tubing pero no al yacimiento, LAG no es Gas Flooding), el cual se

mezcla y disuelve con los fluidos que se desean producir y reduce su peso, produciendo unacaída en la presión en el fondo del hoyo y por consiguiente una mayor presión diferencial(deltaP). Esto hace que se necesite menos energía para levantar el fluido (al ser éste menospesado), y que el mismo pueda ser llevado hasta la superficie.

En cuanto a los componentes, básicamente todo sistema de levantamiento artificial estácompuesto por equipos de superficie y equipos de subsuelo.

En el caso del LAG, el equipo de superficie de manera básica se compone por las facilidadesnecesarias para llevar a cabo el tratamiento, compresión y distribución del gas delevantamiento. Aunque la composición suele variar dependiendo de las condiciones del campoy la infraestructura existente, es indispensable la presencia de un compresor o planta de

compresión, y de los múltiples y líneas de flujo que llevan el gas hacia los pozos.

El equipo de subsuelo es relativamente sencillo en comparación con otros métodos delevantamiento, generalmente comprende las válvulas de inyección, que regularán la cantidad ypresión con la que el gas entrará a la tubería o se mezclara con los fluidos presentes en elpozo, y las empacaduras usadas para aislar el anular del pozo cuando la inyección esconvencional.

Se debe considerar que el LAG se aplica generalmente a crudos medianos-livianos, debido aque por las características particulares de los crudos pesados la efectividad se ve reducida. Elnivel de fluido del pozo no puede ser muy bajo, es decir que el LAG no es un método derecuperación muy potente, pero si bastante rendidor y económico. El nivel de fluido indica laPwf y a través de ésta se relaciona con el IP.



Bombeo Electro Sumergible

El bombeo electro sumergible es un sistema de levantamiento artificial aplicado paradesplazar volúmenes de crudo con una alta eficiencia y economía, en yacimientos potencial

mente rentables (o en su defecto con grandes prospectivas) y en pozos profundos, con elobjeto de manejar altas tasas de flujo. Este método es aplicado generalmente cuando sepresentan los siguientes casos:

• Alto índice de productividad.• Baja presión de fondo.• Alta relación agua – petróleo.• Baja relación gas – líquido.

El BES se basa en la utilización de bombas centrífugas (de múltiples etapas) de subsueloubicadas en el fondo del pozo, estas son accionadas por motores eléctricos.

El BES tiene un rango de capacidades que va desde 200 a 9000 BPD, trabaja a profundidadesentre los 12000 y 15000 pies, el rango de eficiencia está entre 18 – 68% y puede ser usado enpozos tanto verticales como desviados o inclinados.

Funcionamiento

Una unidad típica de BES está constituida en el fondo del pozo por los componentes: motoreléctrico, protector, sección de entrada, bomba electro centrífuga y cable conductor. Las partessuperficiales son: cabezal, cable superficial, Tablero de control y transformador.

Además, se incluyen todos los accesorios necesarios para asegurar una buena operación,como son: separador de gas, flejes para cable, extensión de la mufa, válvula de drene, válvulade contrapresión, centradores, sensor de presión y temperatura de fondo, dispositivoselectrónicos para control del motor, caja de unión, y controlador de velocidad variable.

La integración de los componentes mencionados anteriormente es indispensable, debido aque cada uno lleva a cabo una función esencial en el sistema para obtener las condiciones deoperación deseadas que permitan impulsar a la superficie los hidrocarburos.



Bombeo Hidráulico

El bombeo hidráulico es tal vez uno de los sistemas de levantamiento artificial menos

aplicados en la industria petrolera. Aunque fue ampliamente implementado y difundido en losaños 60 y 70s, las compañías fabricantes de estos sistemas fueron absorbidas por otrascompañías o desaparecieron del mercado. El bombe o hid ráu lico com par ado con elmecánico y e l neumático es re lat ivamente nuevo, pues su etapa ded e s a r r o l l o s e r e m o n t a a 1 9 3 2 y h a s t a n u e s t r o s d í a s h a a l c a n z a d oun gr ad ode perfeccionamiento y una eficiencia tal, que en muchos casos puede competirventajosamente con cualquier otro método conocido.

Desde los años 90 ha habido un resurgimiento del bombeo hidráulico como excelentealternati va de l evantamien to artif icial. S us clarasvent ajasversusotro s sistemasdelevantamiento, le ha garantizado un lugar de preferencia por parte de algunas compañíasoperadoras

Su misión, es la de transformar la energía mecánica suministrada por el motor dearrastre (eléctrico o de combustión Interna) en energía oleo hidráulica. Dicho de otra manera,una bomba debe suministrar un caudal de aceite a una determinada presión.

Funcionamiento

El bombeo hidráulico se basa en un principio sencillo: “La presión ejercida sobrela superficiede un fluido se transmitecon igual intensid aden todas las direcciones ”.Aplicando este principio es posible inyectar desde la superficie un fluido a alta presión que vaa operar el pistón motor de la unidad de subsuelo en el fondo del pozo.

El pistónmotorestamecánicamentelig adoa otr opi stó nque se encargade bomb earel acei te

producido por la formación. Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianosque pueden provenir del mismo pozo.

En cuanto a su función, podemos considerar dos posibilidades extremas de bombas: las quedan un gran caudal a pequeña presión y las que dan un pequeño caudal a alta presión. Lamisión del primer tipo será evidentemente llenar rápidamente las conducciones y cavidadesdel circuito (como ocurre al hacer salir un cilindro que trabaje en vacío). Las del segundo tiposervirán para hacer subir y mantener la presión en el circuito.

Claro que en la mayoría de los casos no se van a usar dos bombas y hay quebuscar un compromiso entre estos extremos.

O t r a s c o n s i d e r a c i o n e s l l e v a n a l a n e c e s i d a d d e c o n s t r u i r b o m b a s q u e te n g a n c a r a c t e r í s t i c a sd e t e r m i n a d a s .A s í , p a r a o b t e n e ru n a v e l o c i d a dc o n s t a n t ee n u ncilindro, nos hará falta una bomba de caudal constante. Si queremos después mantener elcilindro en posición - para lo que nos basta compensar las fugas - no necesitaremostodo el caud al, po r lo que no s puede interesaruna bomba capaz de trabajara doscaudales constantes: uno alto y otro bajo. Otro tipo de problemas exigirá bombas de caudalregulable en uno o en dos sentidos, bombas de potencia constante, etc.

Las bombas se fabrican en muchos tamaños y formas - mecánicas y manuales – con muchosmecanismos diferentes de bombeo y para aplicaciones muy distintas



Métodos De Recuperación Terciaria

Inyección De Agua

La inyección de agua es el proceso por el cual el petróleo es desplazado hacia los pozos de

producción por el empuje del agua. Esta técnica no es usada en campos petroleros que tienen

un empuje natural de agua. La primera operación conocida de inyección de agua fue efectuada

hace más de 100 años en el área de Pithole City al Oeste de Pennsylvania. Sin embargo, el usode esta técnica no fue muy usado hasta la década de los cuarenta.

Bajo condiciones favorables, la inyección de agua es un método efectivo para recuperar

petróleo adicional de un reservorio. Los factores que son favorables para una alta

recuperación por inyección de agua incluye: baja viscosidad del petróleo, permeabilidad

uniforme y continuidad del reservorio. Muchos proyectos de inyección de agua son "patrones

de inyección" donde los pozos de inyección y producción son alternados en un patrón regular.

Una de las primeras consideraciones en la planificación de un proyecto de inyección de agua

es localizar una fuente accesible de agua para la inyección. El agua salada es usualmente

preferida a la agua fresca, y en algunos casos sé prohíbe desde el punto de vista contractual el

uso de agua fresca para la inyección.

La geometría y continuidad del reservorio son importantes consideraciones en el diseño de

una inyección de agua. Si el reservorio tiene buzamiento, una inyección periférica podría tener

una mayor eficiencia de barrido que un patrón de inyección. La eficiencia de barrido puede ser

definida como la fracción de la formación que está en contacto con el fluido inyectado. La

continuidad desde el pozo de inyección hacia el productor es esencial para el éxito de la

inyección, y reservorios muy fallados son frecuentemente pobres candidatos para la inyección.

La profundidad del reservorio es otro factor que debe ser considerado en el diseño de una

inyección de agua. El agua debe ser inyectada a una presión de tal manera que no fracture la

formación. Si la presión de fracturamiento se excede, el agua fluirá a través de la fractura hacia

el pozo de producción.



Inyeccion De Gas (Inmiscible)

El gas puede ser inyectado al reservorio de petróleo, no solo para incrementar la recuperaciónde petróleo, sino también para reducir la declinación de la tasa de producción de petróleo y

conservar el gas para venta posterior. La reinyección del gas natural producido es una técnica

que ha sido usada hace más de 80 años.

La inyección de gas para incrementar la productividad del pozo es usualmente definido como

"mantenimiento de presión", pero un proceso para incrementar la recuperación de petróleo

puede ser clasificado como un proyecto de recuperación mejorada.

El éxito de un proyecto dependerá de la eficiencia con la que el gas inyectado desplaza al

petróleo y de la fracción del reservorio que es barrido por el gas inyectado.

En un reservorio que es delgado y no tiene buzamiento, el gas es usado para desplazarpetróleo de la misma manera que el agua puede ser usada en un patrón de inyección. Este

proceso es denominado "inyección dispersa de gas" y usualmente no resulta en una alta

recuperación, ya que el gas puede canalizar entre el pozo inyector y productor sin desplazar

mucho petróleo. La recuperación de petróleo por inyección de gas es un proceso inmiscible a

menos que el gas inyectado se efectúe a alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos.

La presión requerida para la miscibilidad depende de la composición del petróleo y el gas

inyectado.



Inyección De Gas A Alta Presión (Miscible)

La inyección de gas a alta presión es un proceso miscible, que significa que el gas inyectado

se mezclará con el petróleo del reservorio para formar una fase homogénea simple. El proceso

de recuperación miscible reducirá la saturación residual de petróleo virtualmente a cero en las

partes del reservorio que son barridas por el fluido miscible.

Pobres eficiencias de barrido son comunes, sin embargo los procesos miscibles son

usualmente más costosos que la inyección de agua o inyección inmiscible de gas.

La mínima presión para desplazamiento miscible del petróleo con gas de alta presión es

aproximadamente 3,000 psi; de esta manera la profundidad del reservorio está limitadas a un

mínimo de 5,000 pies. El petróleo del reservorio debe contener suficiente cantidad de

hidrocarburos intermedios (C2-C6) y debe estar substancialmente bajosaturado con respecto

al gas inyectado a la presión de inyección. La gravedad del petróleo no debe ser menor de

40ºAPI.

La recuperación de petróleo por el proceso de inyección de gas a alta presión es una función

de la presión de inyección. Las altas recuperaciones ilustradas en la literatura son las

obtenidas en el laboratorio pero no son alcanzadas en el campo, debido principalmente a la

baja eficiencia de barrido. Aunque un incremento en la presión incrementará la recuperaciónde petróleo, esto incrementará también los requerimientos del gas y costos de inyección.

Inyección De Gas



Enriquecido

La inyección de gas enriquecido es otro proceso miscible. El gas natural enriquecido con

hidrocarburos de peso molecular intermedio (C2-C6) es inyectado y los hidrocarburos

intermedios son transferidos desde la fase gas a la fase líquida dentro del reservorio.

El proceso de gas enriquecido difiere del proceso de inyección de gas a alta presiónprincipalmente por la forma como los hidrocarburos intermedios son transferidos de una fase

a otra. Esta transferencia es del gas al petróleo en el proceso de gas enriquecido y del petróleo

al gas en el proceso de alta presión.

Este proceso puede ser operado a menores presiones que el proceso a alta presión, pero la

cantidad de gas enriquecido incrementará con una disminución en la presión del reservorio. La

mínima presión para el proceso es de aproximadamente 1,500 a 2,000 psi. Ya que el gas

muerto (no enriquecido) es miscible con el gas enriquecido, el gas enriquecido puede ser

inyectado como un "slug", seguido por gas muerto. Típicas dimensiones de slugs para gas

enriquecido son de 10 a 20% del volumen poroso del reservorio.

Proceso Slug Miscible

Este proceso consiste de la inyección de un líquido que es miscible con el petróleo del

reservorio, seguido por la inyección de gas seco que es miscible con el slug solvente. El agua

puede ser inyectada alternadamente con el gas para mejorar la eficiencia de barrido. Los

líquidos que pueden ser usados para el slug miscible incluyen hidrocarburos livianos tales

como el propano y dióxido de carbono que desarrollan miscibilidad a medida que se mezcla

con el petróleo del reservorio.

La mínima presión para el proceso es la presión a la cual el slug y el gas desplazante se

convierten en miscibles; esta puede ser tan baja como 1,100 psia. La temperatura del

reservorio debe ser menor que la temperatura crítica del slug.

El patrón de barrido para el proceso es controlado principalmente por la relación de movilidad

del gas seco al petróleo; esta relación es desfavorable comparada con una inyección

convencional de agua. El tamaño requerido por el slug esta influenciado por factores que

incluyen heterogeneidad del reservorio y distancia del pozo inyector al productor. Cualquierincremento en la presión de inyección sobre el mínimo requerido tenderá a reducir el tamaño



requerido del slug por la mejora de la relación entre las fases. Los típicos tamaños del slug son

del 5% del volumen poroso del reservorio. Ya que la eficiencia de barrido es pobre para crudos

viscosos, 5 cp, han sido sugeridos como una aproximación del límite superior para la

viscosidad del crudo en el reservorio.

Inyeccion De Dioxido De Carbono

La inyección de CO2 es uno de los procesos más usados. A presiones requeridas para

recuperación miscible, el CO2 dentro del reservorio es ya sea líquido (a bajas temperaturas) o

un fluido supercrítico. Aunque el CO2 no es miscible con muchos petróleos, este puede crearun frente de desplazamiento miscible en el reservorio a medida que se mezcla con los

hidrocarburos. En adición al desarrollo de la miscibilidad, el CO2 puede también contribuir a la

recuperación de petróleo al reducir la viscosidad del petróleo y causar que el crudo del

reservorio se hinche.

La mínima presión requerida para miscibilidad es cerca de 1,500 psi. El volumen de CO2

requerido frecuentemente es de 5 a 10 MCF por barril de petróleo recuperado. La factibilidad

económica del proceso esta determinado por los precios locales del CO2.

Modelos físicos de reservorio y pruebas de laboratorio son usadas para diseñar proyectos de

inyección de CO2. El comportamiento de fase de la mezcla CO2 y petróleo es bastantecomplejo. Cuando altas concentraciones de CO2 son mezcladas con petróleo, la transferencia

de masa de los componentes entre el CO2 y el petróleo puede causar la coexistencia de cuatro

fluidos separados y fase sólida.

Usualmente dos fases predominarán: Una fase volátil y rica en CO2 y una fase menos volátil y

rica en hidrocarburos. A temperaturas debajo y cerca a 120ºF, las dos fases son líquidas; a

medida que la presión se reduce, los vaporee se liberan primariamente de la fase rica en CO2.

Por encima de 120ºF, el sistema completo estará en la fase vapor a alta presión y altas

concentraciones de CO2; a medida que la presión se reduce en el sistema, la fase líquida rica

en hidrocarburos puede condensar del gas.



Inyeccion Ciclica De Vapor

El proceso de inyección cíclica de vapor es a veces llamada "huff and puff" o "steam soak". El

método es muy usado en pozos que producen petróleo de baja gravedad API (alta viscosidad).

Este es un proceso cíclico en el cual el mismo pozo es usado para inyección y producción.

Un proceso típico involucra la inyección hacia un pozo de aproximadamente 1,000 barriles deagua por día en la forma de vapor. La inyección continua por dos o tres semanas, después de

la cual el pozo es cerrado por unos cuantos días. El periodo de cierre lo suficiente largo para

que el vapor condense pero no para disipar la presión substancialmente. Después del periodo

de cierre, el pozo será producido por un periodo de tiempo entre unos meses a

aproximadamente un año.

El ciclo de inyección seguido por producción será repetido varias veces, usualmente en cada

ciclo se producirá menos petróleo que en el ciclo previo. Algunos proyectos de inyección

cíclica de vapor han sido convertidos a inyección continua de vapor después de unos cuantos

ciclos de inyección.

Crudos muy pesados (menores de 10ºAPI) usualmente no pueden ser producidos

económicamente ya sea por inyección cíclica o inyección continua; la cantidad de calor

requerido para una adecuada reducción de la viscosidad del petróleo puede ser excesiva.

Entre las ventajas de la inyección cíclica de vapor incluye el bajo costo de probar el proceso en

el campo y los costos de desarrollo que son menores que los procesos termales alternativos.

Las desventajas del proceso incluyen el riesgo de que la expansión térmica cause daños al

casing mientras el vapor esta siendo inyectado.

La recuperación de petróleo por inyección cíclica de vapor es usualmente menor que la que se

puede obtener por inyección continua de vapor.



Combustion en Situ

Existen dos tipos de procesos de combustión en situ: Combustión "forward" y combustión

"reverse". Los dos procesos se muestran a continuación:

Para el proceso "forward" el reservorio es "incendiado" en uno o mas pozos de inyección de

aire. El frente de combustión se propaga a través del reservorio hacia el pozo de producción

mas cercano.

Para el proceso "reverse" el frente del fuego se mueve desde el pozo de producción hacia el

pozo de inyección de aire. Ya que el petróleo producido se mueve a través del frente de

combustión, ocurrirá un craqueo térmico y se producirá parte de este como vapor. Esteproceso es aplicable principalmente a petróleos de muy alta viscosidad. No se han reportado

proyectos comercialmente exitosos, pero la investigación sobre el proceso continúa.



Inyeccion De Polimero

Las soluciones polímeras han sido usadas en tres formas 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.

Inyección Microbial

La tecnología de la recuperación de petróleo a partir de microbios esta aun en su etapa de

desarrollo. Pruebas de laboratorio han demostrado que algunos microorganismos producen

químicos que pueden incrementar la movilidad del petróleo en el reservorio.

Se ha demostrado también que estos organismos pueden ser desplazados a través del medio

poroso, y que se pueden adaptar a vivir bajo una variedad de condiciones medioambientales.

Los químicos que pueden ser producidos por microorganismos incluyen surfactantes, ácidos,

solventes y dióxido de carbono. Se consideran como buenos prospectos para inyección

microbial los reservorios con temperaturas menores a 160ºF, saturación residual mayor a

25-30% y permeabilidad mayor que 100 md

producción de hidrocarburos

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