Yacimientos de gas y condensados Inyeccion de Agua, Gas, Nitrogeno

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Yacimientos de gas y condensados Inyeccion de Agua, Gas, Nitrogeno

  1. 1. Materia: Estimulación de Pozos Ácidos y No Ácidos Alumno: Carlos Eduardo Prados Izquierdo Karla Amairani Morales Aguilar Jose Miguel Angel Diaz Amaya Jose Carlos Escalante Avalos Ingeniería Petrolera Grado: VII Grupo: B 1
  2. 2. Yacimiento de Gas y Condensado Los yacimientos de gas condensado son aquellos que están formados, o contienen un gas condensado. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases, una gaseosa y otra líquida, lo que se conoce como condensado retrógrado. Durante el proceso de producción del yacimiento, la temperatura de formación normalmente no cambia, pero la presión se reduce. Las mayores caídas de presión tienen lugar cerca de los pozos productores. Cuando la presión de un yacimiento de gas condensado se reduce hasta un cierto punto de rocío, una fase líquida rica en fracciones pesadas se separa de la solución; la fase gaseosa muestra una leve disminución de las fracciones pesadas. La reducción continua de la presión incrementa la fase líquida hasta que alcanza un volumen máximo; luego el volumen de líquido se reduce. La cantidad de líquido que puede encontrarse inmovilizado en un campo, también es un aspecto económico esencial. Estas y otras consideraciones, tales como la necesidad de contar con tecnologías de levantamiento artificial y estimulación de pozos, dependen de la extracción precisa de muestras de fluido.
  3. 3. Inyección de AguaSe sabe que al tener un yacimiento produciendo hidrocarburos (agua o gas) durante cierto tiempo llegará un momento en el que la presión del mismo se hará inadecuada, o se comenzara a producir cantidades importantes de otro fluido que no sea de interés (agua), es en este momento cuando comienza una recuperación secundaria. Ésta consiste en inyectar dentro del yacimiento un fluido para mantener el gradiente de presión y desplazar volúmenes adicionales de hidrocarburos hacia los pozos que conservan el carácter de productores. Muchos de los planes de prospección de campos petroleros requieren inyección de agua en los reservorios de petróleo mediante barridos con agua (barrer el aceite a los productores) y para el soporte de presión (llenado de la fracción de huecos dejados por los fluidos producidos), manteniendo así el depósito y también las presiones de fondo fluyente encima de la presión del punto de burbuja de los fluidos.
  4. 4. Aspectos Positivos Permite un mantenimiento total o parcial de la presión del yacimiento disminuyendo las perdidas por condensación retrógrada (cuando se trata de gas condensado) y logrando mantener en un rango alto las presiones de los pozos de producción. Se tienen altas eficiencias volumétricas de barrido de gas por agua. Cuando se trata de yacimientos de gas con zona de petróleo, el agua también hace desplazamientos efectivos de petróleo. Aspectos Negativos Se presentan altas saturaciones residuales gas en las zonas invadidas por el agua, lo que reduce considerablemente la fracción recuperable del gas original en sitio. ·Se pueden presentar dificultades importantes para mantener tasas de inyección elevadas en el yacimiento. ·Drástica disminución de las tasas de producción de gas cuando lo pozos comiencen a producir agua. Luego de la irrupción de agua se requiere deshidratar el gas antes de comenzar su procesamiento.
  5. 5. Conclusión Inyección de Agua La inyección de agua es un elemento esencial en las modernas operaciones de campos petroleros, mejora la recuperación de petróleo para agregar valor a los activos. Los aspectos técnicos y económicos de la inyección de agua son de igual importancia a los aspectos más tradicionales de la operación de campos petroleros y la planificación. Tomando en cuenta los aspectos señalados, el recobro de gas por inyección de agua es en general menor que por inyección de gas. Para poner en marcha un proyecto de inyección de agua éste de ser bien evaluado, considerando perfectamente todas las pruebas de laboratorio que señalen la eficiencia del desplazamiento de gas por agua.
  6. 6. Inyección de Gas La inyección de gas se utiliza ampliamente como un método de recuperación secundario para la producción de petróleo. Es una forma de operación para mantener la presión en los depósitos de petróleo, en donde el gas producido se inyecta a la formación a través de los pozos de inyección de gas. Esto aumenta la presión de la formación lo suficiente como para empujar al petróleo y el gas hacia la superficie a través de los pozos que producen petróleo. El gas es recolectado y se vuelve a inyectar. El petróleo producido se acumula para un procesamiento y refinamiento adicional. La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de petróleo y se uso inicialmente a comienzos del año 1900, con fines de mantenimiento de presión. Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicaciones que fueron calificadas como proyectos de recuperación secundaria, ya que el gas inyectado, además de aumentar la energía del yacimiento, debía desplazar el petróleo y, generalmente, al final de los proyectos de inyección de gas se lograba un recobro adicional de petróleo desinflando o agotando aceleradamente la presión del yacimiento.
  7. 7. La inyección de gases inertes como el N2 y CO2 constituyen una alternativa muy atractiva, para reemplazar el vaciamiento durante el reciclaje de gas en yacimiento de gas y condensado. Tipos de inyección Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos generales:  Inyección de gas interna  Inyección de gas externa. El solo propósito de mejorar los métodos de producción justifica, en la mayoría de los casos, la inyección de gas, como este es más liviano que el petróleo, tiende a formar una capa superficial de gas bien definida, aun en formaciones de poco buzamiento.
  8. 8. 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 donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado emerge junto con el petrolero al poco tiempo de haber sido inyectado. Características: Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y relativamente delgados. Generalmente, se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección se colocan cierto arreglo geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a través de la zona productiva del yacimiento. La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja. Inyección de gas externa Se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria. Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregación gravitacional debido a la influencia de las fuerzas de gravedad. 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 mayores a 200 md. Los `pozos de inyección se colocan de manera que se logre una buena 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.
  9. 9. Inyección de NitrógenoProceso por el cual se inyecta gas nitrógeno en un yacimiento de petróleo para aumentar el factor de recuperación de petróleo. Por debajo de la presión mínima de miscibilidad (MMP), éste es un proceso inmiscible en el cual se incrementa la recuperación por hinchazón de petróleo, reducción de la viscosidad y vaporización limitada del petróleo crudo. Por encima de la MMP, la inyección de nitrógeno es un drenaje de vaporización miscible. La miscibilidad del nitrógeno puede alcanzarse solamente con petróleos ligeros que estén a presiones elevadas; por lo tanto, el método miscible es adecuado solamente en yacimientos profundos.
  10. 10. El nitrógeno ha sido utilizado exitosamente para reemplazar el gas natural en la recuperación de petróleo. Los procesos que existen son: a) Mantenimiento de Presión b) Inyección cíclica c) Producción de gas desde la capa de gas d) Mejoramiento gravitacional e) Empuje de gas Mantenimiento de Presión Este proceso consiste en inyectar el gas con la finalidad de incrementar la presión del yacimiento hasta por encima de su presión de burbuja. Se utiliza mucho en yacimientos con buena segregación gravitacional Segregación gravitacional El gas libre a medida que sale del petróleo se mueve hacia el tope de la estructura, esto ocurre cuando al gas en su saturación critica, le es mas fácil subir al tope del yacimiento que al pozo cuando hay una buena permeabilidad vertical, mientras que el petróleo drena hacia abajo, bajo la influencia de la gravedad. Este flujo es paralelo al ángulo de buzamiento en vez de ser perpendicular a este. En el tope del la estructura se forma una capa de gas que se va expandiendo y esto permite la movilización del hidrocarburo.
  11. 11. Proceso de Miscibilidad Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente. Como resultado, la tensión interfacial entre los dos se reduce a cero (no existe una interfase), el numero capilar se hace infinito y el desplazamiento de petróleo se asegura en un 100% en los poros que son barridos por el agente desplazante, si la razón de movilidad es favorable. En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en una banda ancha que se expande y a medida que se mueve en el medio poroso, y desplaza todo el petróleo que se encuentra delante como un pistón.

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