Recuperacion secundaria por Inyeccion de gas PDF

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FICHA DE IDENTIFICACIÓNTítulo RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE GASAutor/esApellidos y Nombres N° Código de estudiantes Aguilar Colque Luis Jhovany 1 201309326 Cabezas Cuba Jessica 4 44013Fecha 25 de Agosto de 2020Carrera Ingeniería en Gas y Petróleo Asignatura Producción I Grupo “A” Docente ...

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FICHA DE IDENTIFICACIÓN Título

RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE GAS Apellidos y Nombres

N°

Código de estudiantes

Aguilar Colque Luis Jhovany

1

201309326

Autor/es

Cabezas Cuba Jessica

4

44013

Fecha

25 de Agosto de 2020

Carrera

Ingeniería en Gas y Petróleo

Asignatura

Producción I

Grupo

“A”

Docente

Ing. Erlinda Medrano Zambrana

Periodo Académico

II/2020

Subsede

Cochabamba

Título: Recuperación secundaria por inyección de gas Autor/es: Aguilar Colque Luis J. y Cabezas Cuba Jessica

TABLA DE CONTENIDO CAPITULO I ........................................................................................................................................ 2 INTRODUCCION ............................................................................................................................... 2 1.1.

Objetivos ................................................................................................................................... 2

1.1.1.

Objetivo General ................................................................................................................ 2

1.1.2.

Objetivos Específicos......................................................................................................... 2

CAPITULO II ...................................................................................................................................... 3 MARCO TEÓRICO ............................................................................................................................. 3 2.1.

Producción de hidrocarburos..................................................................................................... 3

2.2.

Recuperación secundaria por inyección de gas ......................................................................... 3

2.3.

Tipos de inyección. ................................................................................................................... 4

2.3.1.

Inyección de gas interna o dispersa.................................................................................... 4

2.3.2.

Inyección de gas externa .................................................................................................... 5

2.4.

Mecanismos de desplazamiento. ............................................................................................... 6

2.4.1.

Vaporización ...................................................................................................................... 6

2.4.2.

Eliminación de depósitos sólidos ....................................................................................... 6

2.4.3.

Reducción de la viscosidad ................................................................................................ 6

2.4.4.

Aumento de la energía del yacimiento............................................................................... 6

2.5. Factores importantes que intervienen en la cantidad de petróleo que se puede extraer mediante la inyección de gas:............................................................................................................... 6 Cuestionario del método de recuperación secundaria de inyección de gas.......................................... 8 Cuestionario generado por el grupo. .................................................................................................. 12 Conclusiones: ..................................................................................................................................... 15

Asignatura: Producción I Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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Título: Recuperación secundaria por inyección de gas Autor/es: Aguilar Colque Luis J. y Cabezas Cuba Jessica

CAPITULO I INTRODUCCION A lo largo de la historia, la Ingeniería Petrolera ha ido evolucionando y mejorando gracias a los avances tecnológicos y a la constante optimización en métodos, procesos, maquinaria y personal, lo que deriva en una industria más capaz y con mejores resultados en la recuperación final de aceite de los yacimientos petroleros. Durante la vida productiva de los yacimientos se encuentran tres “etapas” que se refieren a tres distintas recuperaciones de aceite de acuerdo a la presión y la producción que cualquier yacimiento pueda presentar. La primera etapa consta de la producción de fluidos del yacimiento con la energía natural del mismo la cual empezará a declinar hasta llegar a la segunda etapa o recuperación secundaria. En la recuperación secundaria, se busca reestablecer o mantener la energía (presión) del yacimiento mediante la inyección de agua, gas o la inyección de ambos fluidos alternadamente. Finalmente, el yacimiento entra a la etapa final de producción en donde se utilizan métodos de recuperación mejorada o EOR, por sus siglas en inglés (Enhanced Oil Recovery) para obtener la recuperación final de hidrocarburos que en la mayoría de las ocasiones representa el aceite residual que debido a las condiciones del fluido y del yacimiento, es incapaz de fluir. Este ha sido el plan de explotación por excelencia en la industria petrolera. El presente trabajo tiene como finalidad realizar una investigación con carácter informativo de lo que viene a ser la recuperación de hidrocarburos mediante la inyección de gas para optimizar la producción. 1.1.Objetivos 1.1.1. Objetivo General - Investigar la importancia del método de inyección de gas para la producción de pozos petroleros. 1.1.2. Objetivos Específicos - Analizar el concepto del método de inyección de gas para la producción de pozos petroleros. -

Establecer los tipos de inyección de gas que existen para poder optimizar una producción de pozos petroleros.

-

Dar a conocer las características, ventajas y desventajas que nos brinda cada tipo de inyección de gas que existe para la producción de pozos petroleros.

Asignatura: Producción I Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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CAPITULO II MARCO TEÓRICO 2.1. Producción de hidrocarburos La producción de hidrocarburos es el proceso de sacar de manera ordenada y planificada el crudo que la naturaleza ha acumulado en yacimientos subterráneos. Incluye la protección de que el pozo sea tapado por arena y equitos, la protección ambiental de la superficie y acuíferos cercanos al pozo, mantenimiento de las presiones y flujos de producción a niveles seguros, la separación de gases, el bombeo en casos en que el petróleo no fluye solo, el mantenimiento del yacimiento y múltiples técnicas de recuperación secundaria y terciaria. 2.2. Recuperación secundaria por inyección de gas La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de petróleo y se usó 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. Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petróleo adicional que puede obtenerse por la inyección de gas. Ferrer señala como las más importantes: las propiedades de los fluidos en el yacimiento, la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedades de la roca y la temperatura y presión del yacimiento. 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. Si la producción se extrae de la parte más baja de la capa, dará como resultado una formación 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 periodo 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.

Asignatura: Producción I Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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Otros beneficios de la inyección de gas es que, en muchas ocasiones, cuando los organismos oficiales no permiten el desperdicio del gas, es recomendable conservarlo para futuros mercados, y en ese caso, se inyecta en un yacimiento para almacenarlo. Además, como se dispone de gas en algunas áreas de producción, ya sea del mismo 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.

2.3. Tipos de inyección. Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos generales: inyección de gas interna e inyección de gas externa.

2.3.1. 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 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: 1. Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y relativamente delgados. 2. 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. Asignatura: Producción I Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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3. La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja. Ventajas: 1. La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costos de operación y de producción 2. La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante el control de la producción e inyección de gas. Desventajas: 1. Generalmente, la eficiencia del recobro mejora muy poco o nada como consecuencia de la posición estructural o drenaje por gravedad. 2. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de inyección externa. 3. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originan que la eficiencia del recobro sea inferior a lo que se logra por la inyección externa. 4. La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costos de operación y de producción 2.3.2. 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: 1. Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace el petróleo. 2. Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales mayores a 200 md. 3. 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. Ventajas: En comparación con lo que se obtiene con la inyección interna. 1. La eficiencia de barrido areal en este tipo de inyección es superior. 2. Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores. 3. El factor conformación es generalmente mayor. Asignatura: Producción I Carrera: Ingeniería en Gas y Petróleo

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Desventajas: 1. Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento. 2. Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo. 3. Las intercalaciones de lutitas, así como las barreras, son inconvenientes para la inyección de gas externa. 2.4. Mecanismos de desplazamiento. Los mecanismos de desplazamiento son: -

Vaporización

-

Eliminación de depósitos sólidos

-

Reducción de la viscosidad

-

Aumento de la energía del yacimiento

2.4.1. Vaporización Una porción del petróleo contactado por el gas seco inyectado se vaporiza en el petróleo y se lleva hacia los pozos productores en la fase de vapor. 2.4.2. Eliminación de depósitos sólidos Se debe eliminar del pozo inyector o de las zonas adyacentes del reservorio los depósitos de petróleo sólido, como los asfáltenos. Sin embargo, que el flujo de petróleo se reducirá como consecuencia del aumento de la saturación de gas. 2.4.3. Reducción de la viscosidad El contacto del gas con el petróleo hace que disminuya la viscosidad del petróleo, teniendo así una buena fluidez. Para que esto ocurra debe haber una buena eficiencia de contacto entre el petróleo y el gas inyectado. 2.4.4. Aumento de la energía del yacimiento El efecto cuando los periodos de inyección son cortos es que el gas aumenta la energía del yacimiento los cual solo es un efecto transitorio. 2.5.

Factores importantes que intervienen en la cantidad de petróleo que se puede extraer mediante la inyección de gas: -

Temperatura y presión del yacimiento

-

El relieve estructural.

-

El tipo de empuje.

-

Las propiedades de los fluidos del yacimiento.

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-

La geometría del yacimiento.

-

La continuidad de la arena

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Cuestionario del método de recuperación secundaria de inyección de gas. 1.

¿En qué consiste el método?

El método consiste básicamente en la inyección de gas tratado (gas seco) con presiones establecidas en la base de acumulación de líquidos con volúmenes calculados en función a los parámetros actuales de flujo de reservorios y fundamentalmente de los datos referidos a los volúmenes porales vacíos que han quedado después de la recuperación primaria los cuales deben ser invadidos para desplazar la masa de petróleo residual hacia el fondo delos pozos y de estos hacia la superficie durante este mecanismo de desplazamiento gas-petróleo la eficiencia de recuperación está en función de los cambios de saturación que se originan; o sea mayor saturación inicial de petróleo y menor saturación inicial de gas para luego obtener mayor saturación de gas en función del tiempo de aplicación del proyecto al final del cual la saturación del gas es menor o igual a 100% (alrededor de 90-95)% lo que puede ser utilizado o para proyectos de reciclaje en otros tiempos métodos de recuperación secundaria o comercialización 2.

¿Clasificación o tipos que tenga el método de inyección de gas?

Las operaciones de inyección de gas se clasifican en los tipos: - Inyección de gas interna: el gas es inyectado dentro de la zona de petróleo. Se aplica por lo general en yacimiento con empuje por gas en solución, sin capa de gas inicial y donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado, emerge junto con el petróleo al poco tiempo de ser inyectado. -

Inyección de gas externa: El gas es inyectado en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria (ver Figura 5-5). Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre la segregación debido a la influencia de las fuerzas de gravedad. Este proceso es el que hemos realizado en nuestro caso para la capa Ayoluengo.

-

Inyección de gas (inmiscible)

-

Esto es solamente un "mantenimiento de presión", pero un proceso para incrementar la recuperación de petróleo puede ser clasificado como un proyecto de recuperación mejorada

-

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

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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. 3.

¿Para qué tipo de hidrocarburo se utiliza el método de inyección de gas?

En yacimientos que contengan petróleos ligeros se puede aplicar el método como la inyección de gas. La inyección de gas en un yacimiento de petróleo se realiza bien dentro de la capa de gas si ésta existe o, directamente, dentro de la zona de petróleo. Cuando originalmente existe una capa de gas en el yacimiento, o cuando se ha ido formando una capa por segregación durante la etapa de producción primaria, el gas inyectado ayuda a mantener la presión del yacimiento y hace que el gas de la capa entre en la zona de petróleo y lo empuje hacia los pozos productores. 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. 4.

¿Rangos de aplicación de acuerdo a las propiedades físicas del fluido?

Propiedades físicas del fluido º API

Rangos de aplicación >30º

(CRUDO

LIVIANO

VOLATIL) VISCOSIDAD

>7.5 CP >100ºC

TEMPERATURA DENSIDAD 5.

< 0.83 gr/cm3

Rangos de aplicación de acuerdo a las propiedades petrofísicas de la roca

PROPIEDADES PETROFISICAS DE LA RANGOS DE APLICACIÓN ROCA POROSIDAS

>20 %

PERMEABILIDAD

>100 md

SATURACION

>30 %

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O

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6.

¿Rangos de aplicación de acuerdo a la profundidad del pozo?

PROFUNDIDADES

RANGOS >20000 m

TIPO DE

RECOMENDACIONES

RECOMENDACIONES

YACIMIENT

PARA LA INYECCION

PARA LA INYECCIÓN DE

O

DE AGUA

GAS

Horizontales

Hacer u...