Tecnicas Modernas De Recobro De Gas

Tecnicas Modernas De Recobro De Gas
http://www.youtube.com/watch?v=pN_hgUQdN0Y
Water Flooding
Se utiliza principalmente como una técnica de recuperación secundaria, donde el
principal mecanismo empleado para producir el petróleo (gas disuelto) se agote. El
agua se recupera y se inyecta en el depósito, desplazando el petroleo hacia la zona
de producción del pozo. Debido al limitado gas disuelto en la solución, se utilizan
bombas para llevar el petroleo a la superficie.
Chemical flooding
Un término general para los procesos que utilizan la inyección de soluciones
químicas especiales. Micelares, alcalinos y como jabón, sustancias que se utilizan
para reducir la tensión superficial entre el petroleo y el agua en el yacimiento,
mientras que los polímeros como poliacrilamida o polisacárido se emplean para
mejorar la eficiencia de barrido. Las soluciones químicas son bombeadas a través
de pozos de inyección especialmente distribuidos para movilizar al petróleo
después de la recuperación primaria o secundaria. Inundaciones químicos es un
componente importante de la recuperación mejorada de petróleo recoveryprocesses
y se puede subdividir en micellar de polímeros de las inundaciones y las
inundaciones alcalina.
Steam injection
La inyección de vapor es un método cada vez más común de extracción de petróleo
pesado. Esta considerado de recuperación mejorada de petróleo (EOR) y el método
es el principal tipo de estimulación térmica de los depósitos de petróleo. Existen
diferentes formas de la tecnología, los dos principales son la estimulación cíclica de
vapor e inundaciones de vapor. Ambos son los más comúnmente aplicados a los
depósitos de petróleo que son relativamente someras y que contienen petroleos
muy viscosos a la temperatura de la formación subterránea nativa. La inyección de
vapor se utiliza ampliamente en el Valle de San Joaquín de California (EE.UU.), la
zona del Lago de Maracaibo de Venezuela y las arenas petrolíferas del norte de
Alberta (Canadá).
Cyclic Steam Stimulation
Este método, también conocido como el método de Huff y Puff, se compone de 3
etapas: inyección, el remojo y la producción. Vapor se inyecta en una primera etapa
durante cierta cantidad de tiempo para calentar el petroleo en el yacimiento hasta
alcanzar una temperatura a la que fluirá. Después de que suficiente vapor ha sido
inyectado, el vapor es generalmente dejado en "remojo" durante algún tiempo
(normalmente no más de unos pocos días). Luego el petróleo se produce a partir de
la misma y, en primer lugar por flujo natural (desde la inyección de vapor que han
aumentado la presión del depósito) y luego por elevación artificial. La producción
disminuirá a medida que el aceite se enfría, y una vez que la producción alcanza un
determinado nivel económico de las medidas se repiten de nuevo.
El proceso puede ser muy eficaz, especialmente en los primeros ciclos. Sin embargo,
normalmente es sólo capaz de recuperar aproximadamente el 20% del aceite
original en el Lugar (OOIP), en comparación con el vapor de las inundaciones que
se ha informado a la recuperación de más del 50% de OOIP. Es bastante común que
los pozos que se producen en la forma cíclica de vapor durante unos ciclos antes de
ser puesto en un régimen de inundación de vapor con otros pozos.
El mecanismo fue descubierto accidentalmente por Shell, mientras que estaba
haciendo un vapor de inundaciones en Venezuela y uno de sus inyectores de vapor
explotó y terminó la producción de petróleo en tasas mucho más altas que una
producción convencional y en un ambiente similar.
Steam Flooding
Algunos pozos se utilizan como pozos de inyección de vapor y otros pozos se
utilizan para la producción de petróleo. Dos en el trabajo son mecanismos para
mejorar la cantidad de aceite recuperado. El primero es para calentar el aceite a
altas temperaturas y con ello disminuir su viscosidad, para que más fácilmente los
flujos a través de la formación hacia los pozos productores. Un segundo mecanismo
es el desplazamiento físico que emplean de manera similar a las inundaciones de
agua, en la que el petróleo se ha creado para ser empujado a la producción de los
pozos. Si bien más de vapor que se necesita para este método que para el método
cíclico, a menudo es más eficaz en la recuperación de una mayor porción del
petróleo.
Una forma de vapor que las inundaciones se ha convertido en popular en las arenas
alquitranadas de Alberta es el vapor de drenaje por gravedad asistida (SAGD), en
las que dos se perforan pozos horizontales, uno a pocos metros por encima de la
otra, y el vapor se inyecta en la parte superior de uno. La intención es reducir la
viscosidad del asfalto hasta el punto de que la gravedad se tire de ella hacia el bien
que producen.
Fire Flooding
Un método de recuperación térmica en un frente de llama que se genera en el
depósito por encender un fuego en thesandface de un pozo de inyección. Inyección
continua de aire u otros gases con una alta mezcla de contenido de oxígeno se
mantendrá el frente de llama. Como el fuego quema, que se mueve a través de la
reserva hacia la producción de los pozos. El calor del fuego reduce la viscosidad del
aceite y ayuda a vaporizar el depósito de agua a vapor. El vapor, agua caliente, gases
de combustión y un banco de disolvente destilada todos los acto para conducir el
aceite en el frente de fuego hacia la producción de los pozos.
Fuentes:
http://en.wikipedia.org/wiki/Steam_injection_(oil_industry)
http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=fire%20flooding
http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=chemical%20flooding
http://www.tekoilandgas.com/technology/operations-technology/water-flooding
Publicado por Javier Ramos en 19:20 0 comentarios
Etiquetas: gas, metodos, recobro, secundaria, tecnicas
Fracturamiento hidráulico
Tal como se utiliza hoy en la industria de petróleo y gas fue desarrollado por primera vez en los Estados Unidos en 1948. Se utilizó por primera vez
comercialmente en 1949, y debido a su éxito en el aumento de la producción de los pozos de petróleo fue rápidamente aprobado, y ahora es
utilizado en miles de pozos petroleros y de gas al año. La primera utilización industrial de fracturamiento hidráulico fue en 1903.
Método
Cuando se aplica a la estimulación de pozos de inyección de agua, o petróleo / gas, el objetivo de fracturamiento hidráulico es aumentar la
cantidad de exposición a un pozo en torno a la formación y ofrecer un canal de conductores a través del cual el líquido pueda fluir fácilmente hacia
el pozo. Una fractura hidráulica se forma bombeando un liquido de fractura en el agujero, en una tasa que sea suficiente para aumentar la presión
del pozo a un valor en exceso del gradiente de fractura de la formación. La presión hace que la formacion se agrietarse, lo que permite que el
fluido de fractura entre y aumente aun mas la grieta en la formación. Con el fin de mantener esta fractura abierta después de que la inyección se
detenga, un sólido se agrega a la fractura de líquido. Este solido es comúnmente una criba de arena, que se lleva a la fractura. Esta arena es
elegida para ser más impermeable en torno a la formación y la fractura hidráulica se convierte entonces en una alta permeabilidad del conducto a
través del cual la formación de líquidos puede producirse de nuevo al pozo. El liquido de fractura puede ser cualquier cantidad de fluidos, que van
desde el agua a los geles, espumas, nitrógeno, dióxido de carbono o incluso en algunos casos aire. Diversos tipos de solidos se utilizan, entre
ellos arena, arena recubierta con resina, hechas por el hombre y la cerámica en función del tipo de permeabilidad o la fuerza necesaria.
Radiactivos de arena a veces se utiliza para que la fractura de pozos se puede medir.
La fractura de líquido tiene dos funciones principales 1) Abrir y ampliar la
fractura; 2) Transportar solidos a lo largo de la longitud de la fractura.
Tambien Pueden Ver Este Video, Donde se explica mejor
Publicado por Javier Ramos en 16:54 0 comentarios
Etiquetas: Fracing, fractura, fracturamiento hidraulico, metodo de fractura
miércoles 25 de marzo de 2009
Métodos Gráficos para la solución de la EBM (PARTE II)
Método de la capa de gas
Con este método podemos calcular los valores de m y N simultáneamente, para ello
basándonos en un modelo ideal suponemos valores de m entre 0,2 y 1,5. Con ellos
calculamos diversos valores N y graficamos [(F −We)/Eo] en función de [Eg/Eo] se
obtiene una línea recta cuya intercepción con el eje Y es N, y la pendiente es mN.
En el caso que no exista influjo de agua (We=0) se grafica [(F/Eo)] vs [(Eg/Eo)]
Si no existe capa de gas, el grafico resultante es una línea horizontal con
intercepción en el eje Y, la cual es N.
Si todos los mecanismos de empuje se encuentran activos la gráfica es:
[(F −We)/(Eo + Efw)] vs [(Eg + Efw)/(Eo + Efw)]
Método del Acuífero
Con este método se calcula N, colocando como restricción que m (pendiente) debe
ser igual a 1.
Si existen valores erróneos para términos relacionados con el influjo de agua (We),
se obtendrá un comportamiento alejado a una línea recta.
Específicamente se We es demasiado grande, es tendencia es hacia abajo del
comportamiento lineal; en cambio si We es demasiado pequeño la tendencia es
hacia arriba del comportamiento lineal.
Fuente:
-Clases de profesor Ángel Da Silva
-Clases de preparaduria (Yacimientos II) Bachiller Yulimar Velasco
Publicado por Wilmary Mendoza en 9:34 0 comentarios
Métodos Gráficos para la solución de la EBM (PARTE I)
Los principales métodos de resolución de la ecuación de balance de materiales son
métodos gráficos que permiten calcular las variables desconocidas :
m las cual es la relación entre el volumen inicial de gas en la capa de gas y el
volumen inicial de petróleo mas gas disuelto en la zona de petróleo
(parámetro adimensional); y
N volumen inicial de petróleo en sitio a condiciones normales [MMSTB];
con base en los datos de producción, PVT, influjo de agua, partiendo de la ecuación
lineal de balance de materiales.
La ecuación de balance de materiales en su forma general es:
F = N [Eo + mEg + (1 + m)Efw] +We
F = NEt +We
En la cual es lado izquierdo representa el vaciamiento mientras que del lado se
encuentran la expansión de la zona de petróleo y gas libre más la expansión de la
roca y agua connata más el influjo de agua.
Como métodos de resolución de la EBM tenemos:
- Método F vs. Et.
- Método de la capa de gas (F/Eo vs. Eg/Eo)
- Método del acuífero (F/Et vs. We/Et)
Método F vs. Et.
En este método se aplican las siguientes suposiciones:
- Se tiene un yacimiento volumétrico (We=0)
- No se tiene capa de gas (m=o)
- Expansión de la roca y el agua connata como mecanismo de empuje es
despreciable, por tanto la ecuación lineal de balance de materiales es:
F = NEo
En este caso tenemos la condición de la que el vaciamiento (F) y la expansión del
petróleo y gas en solución (Eo), son conocido, es por ello que se realiza un grafico F
vs Eo , se obtiene una línea recta que pasa por el origen cuya pendiente es igual al
petróleo original en sitio (N).
Cuando existe un influjo de agua (We≠0), la ecuación de balance de materiales se
puede escribir como:
F - We = NEo,
y se grafica (F –We) Vs (Eo).
Si suponemos que la expansión de la roca y el agua connata no es desprecible, la
EBM se escribe como:
F −We = N [Eo + Efw]
y se grafica (F −We) Vs (Eo + Efw).
En el caso que se tengas un valor estimado de la capa de gas, la EBM se puede
escribir como:
F −We = N[Eo + mEg + (1 + m)Efw]
y se grafica (F −We) vs. (Eo + mEg + (1 + m)Efw).
Este método supone m correcto o igual que las suposiciones intrínsecas en la EBM,
en el caso se que subestimo o se sobre estime el valor de m la grafica tenderá a
desviarse por encima por dejado de la línea recta correspondiente al valor de m.
En general se grafica: (F - We ) Vs (Et), siento N la pendiente, es decir, la cantidad
de petróleo original en sitio.
Fuente:
-Clases del profesor Angel Da silva
-Clases de preparaduria (Yacimientos II) Bachiller Yulimar Velasco
Publicado por Wilmary Mendoza en 8:07 0 comentarios
Etiquetas: ecuacion de balance de materiales
martes 24 de marzo de 2009
Distribución de agua connata en un reservorio
Contacto original agua/petróleo (WOC).- Es la menor elevación en el reservorio
donde se produce 100 % de agua. En el contacto agua/petróleo existirá un valor de
presión capilar PCT que es la presión umbral (Threshold).
Presion umbral;presión mínima requerida por un fluido no humectante para
penetrar en los poror má grandes de un medio poroso saturado 100% con un
fluido humectante.
Note por lo tanto que en el contacto original agua/petróleo la producción de agua es
100% pero la presión capilar no es cero.
Nivel de agua libre (FWL).- Este es el nivel al cual la saturación de agua es 100% y
la presión capilar es cero. El nivel de agua libre puede ser considerado como un
contacto agua/petróleo en el pozo (donde no existe medio poroso).
Se debe notar cuidadosamente que el nivel de agua libre corresponde a Pc = 0 y que
todas las presiones capilares o elevaciones capilares son medidas a partir del nivel
de agua libre y no del contacto original agua/petróleo.
Zona de transición agua/petróleo.- Esta es la zona comprendida entre el contacto
agua/petróleo (WOC) y el punto en el cual el agua alcanza un valor de saturación
irreducible.
Saturación de agua connata (Swc).- Es la saturación de agua inicial en cualquier
punto en el reservorio.
La saturación de agua connata alcanza un valor de saturación de agua irreducible
sólo sobre la zona de transición. En la zona de transición el agua connata es móvil.
En el caso de contactos gas/petróleo, la situación es simple debido a que la zona de
transición gas/petróleo es generalmente tan delgada que se puede considerar como
cero debido a la mayor diferencia de densidades
Fuente:
http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/mojabilidad101.
html
Clases del profesor Gustavo Prato.
Publicado por Wilmary Mendoza en 5:16 0 comentarios
domingo 22 de marzo de 2009
LUTITAS PETROLÉFERAS (OIL SHALES) Y PETRÓLEO
Son rocas de grano fino con abundante materia orgánica (hasta un 25%). Esta
sedimentitas pueden ser silicoclásticas (lutitas, fangositas), carbonáticas (micritas)
o de mezcla (margas). La materia orgánica está constituida esencialmente por
kerógeno (80%) acompañado por bitumen (20%).
El kerógeno es una sustancia insoluble precursora del petróleo, ya que constituye el
80% al 90% de la materia orgánica de las rocas políticas y carbonáticas
organógenas. Parte de la materia orgánica que se encuentra en los sedimento es una
sustancia soluble en solventes orgánicos a la que se denomina bitumen.
El kerógeno es detrítico orgánico macerado que se compone de restos de algas,
esporas, polen, resinas y ceras. Se reconocen los siguientes tipos de kerógeno:
Tipo I: provisto por algas y común en lutitas petrolíferas. En las lutitas petrolíferas
el material orgánico puede ser extraído por calentamiento de unos 50°C
(destilación).
Tipo II: provisto por fotoplancton, zooplancton y bacterias en ambiente marino.
Puede pasar a hidrocarburos por soterramiento.
Tipo III.: provisto por restos muy macerados de plantas terrestres. Puede generar
gas.
Clasificacion de las rocas organogénicas
Pettijohn(1964)
Génesis de las lutitas petrolíferas.
Las lutitas petrolíferas se producen en condiciones ambientales muy específicas. Se
acumulan en sistemas lacustres, de albuferas, pantanos y también de mares
someros.
Las condiciones esenciales para su generación es que se produzca muy elevada
productividad orgánica, relacionada con florecimientos algales (algal blooms). Se
encuentran favorecidas por ausencia o muy pebre circulación y estratificación de las
aguas por densidad, con desarrollo de ambientes anóxicos en el fondo y oxigenados
en la superficie.
Diagénesis e Hidrocarburos
El hidrocarburo es el resultado de la transformación por soterramiento (aumento
de presión y temperatura) de cierto tipo de materia orgánica que está alojada en los
sedimentos. Los hidrocarburos son compuestos constituidos esencialmente por
carbono (aproximadamente 85% en peso) e hidrógeno (13% en peso). En su mayor
parte, los hidrocarburos se encuentran en sedimentitas del Mesozoico y Terciario.
Se forman en un sedimento de grano fino (Roca Madre) pero son extraídos de otros
(típicamente areniscas y carbonatos) a los que migran (Roca Reservorio) y quedan
entrampados.
La primera etapa de la diagénesis de la materia orgánica es la formación de metano
por fermentación bacteriana. Durante el soterramiento se produce la
transformación de kerógeno; a temperaturas entre 50°C y 80°C se producen
reacciones catalíticas en el kerógeno y se forman cicloalcanos y alcanos que son los
constituyentes esenciales del petróleo crudo. En esta etapa, la roca madre está
madura.
Con incrementos constantes en temperatura aumenta la producción de petróleo. La
condición más favorable se da entre 70°C y 100°C y se denomina ventana de
petróleo. Con gradiente geotérmico medio, la profundidad de la ventana de petróleo
se encuentra entre 2Km y 3.5 Km. Con el aumento de la temperatura se inicia la
producción de gas y decrece la de petróleo. El gas es húmedo e una primera etapa,
pero a mas de 150°C se genera gas seco.
Indicadores de madurez de la Roca madre.
Se emplean los denominados biomarcadores. Entre ellos se encuentran:
1.- Color de polen y esporas (palinomorfos), que con el aumento de temperatura
pasan de tonalidades amarillas a castaña y finalmente a negras.
2.- Reflectancia de la vitrinita. Este maceral aumenta su reflectividad con la
temperatura (aumento del tamaño de las estructuras aromáticas en anillos).
3.- Color de alteración de conodontos (CAI) en una escala similar a la de polen y
esporas.
FUENTE:
http://cig.museo.unlp.edu.ar/docencia/sed/organogenas.pdf
http://www.pdvsa.com/lexico/image/a37-3.gif
P u b l i c a d o p o r W i l m a r y M e n d o z a e n 1 8 : 5 9 0 c om e n t a r i o s
Etiquetas: diagenesis, hidrocarburo, kerogeno
sábado 21 de marzo de 2009
Empuje Por Capa De Gas
El Empuje por capa de gas, (en inglés gas-cap drive). Se produce cuando el gas
acumulado que se encuentra por encima del petróleo e inmediatamente debajo del
techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos.
Para este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del reservorio es
exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre debido a que en el
transcurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio entre el petróleo y el gas.
Con la capa de gas, el petróleo está manteniendo la máxima cantidad de gas en
solución. A medida que la presión del reservorio se reduce (por efecto de la
producción), la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del
petróleo.
La eficiencia de recuperación promedio para un reservorio con capa de gas es del
orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio.
Las características de reservorio que originan que la expansión de una capa de gas
recupere más petróleo son:
(a) Baja viscosidad del petróleo.
(b) Alta gravedad API del petróleo
(c) Alta permeabilidad de la formación
(d) Altorelieve estructural.
(e) Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas.
La predicción de la recuperación puede ser obtenida por técnicas de simulación
numérica o por cálculos de balance de materiales
Fuentes: Schlumberger, Clases del Prof. Ángel Da Silva, oilproduction.net,